«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная...

«СЛАНЦЕВАЯ РЕВОЛЮЦИЯ»: РЕАЛЬНАЯ УГРОЗА

ИЛИ МЕДИЙНАЯ КАМПАНИЯ?

ОНД НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

АНАЛИТИЧЕСКИЙ ДОКЛАД

МОСКВАСентябрь 2013 г.

Доклад подготовлен при финансовой поддержке Института социально-

экономических и политических исследований

Сентябрь 2013 г.

Введение ....................................................................................................................3

1. Газовый рынок Северной Америки .......................................................................41.1 США .......................................................................................................................................... 51.2 Канада и Мексика .................................................................................................................. 10

2. Сланцевый газ в Северной Америке ..................................................................132.1 Место сланцевого газа в балансе США ............................................................................... 132.2 Основные сланцевые залежи

и экономика добычи .............................................................................................................. 202.3. Затраты на экологию ............................................................................................................ 29

3. Проекты по экспорту газа из Северной Америки ..............................................323.1 Основания для развития экспорта СПГ из США ................................................................. 333.2 Процедура одобрения экспорта газа

из США и обзор заявленных проектов по экспорту СПГ .................................................... 353.3 Оценка экономики проектов по производству СПГ............................................................. 393.4 Оценка ресурсной базы, политических, экономических

и социальных последствий экспорта СПГ ........................................................................... 413.5 Канадский СПГ ....................................................................................................................... 43

4. Экспорт сланцевой «революции».......................................................................464.1 Канада и Мексика .................................................................................................................. 474.2 Китай ....................................................................................................................................... 484.3 Евросоюз ................................................................................................................................ 504.4 Норвегия, Украина и Турция ................................................................................................. 554.5 Австралия, Африка и Южная Америка ................................................................................ 57

5. Спонсоры экспорта «сланцевой истории» .........................................................595.1 Основные бенефициары

теории «сланцевой волны» .................................................................................................. 605.2 Основные исследования и прогнозы ................................................................................... 625.3 К каким решениям подталкивают Россию ........................................................................... 67

«СЛАНЦЕВАЯ РЕВОЛЮЦИЯ»: РЕАЛЬНАЯ УГРОЗА

ИЛИ МЕДИЙНАЯ КАМПАНИЯ?

С о д е р ж а н и е

107996, Россия, г. Москва, ул. Садовая - Черногрязская, д.8, стр.1, тел.: (495) 607-5055, 607-5016 www.energystate.ru e-mail: [email protected]

Фонд национальной энергетической безопасности 3«СЛ

АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С

ентябрь 2013 г.

ВВЕДЕНИЕ

В последний год идет агрессивное продвижение темы триумфального шествия по пла-нете сланцевой революции. Успехи США по наращиванию физических объемов до-

бычи газа из сланцевых залежей в последние несколько лет привели к отказу от импорта крупных объемов СПГ. А планы американских компаний строить собственные мощности по сжижению и экспорту газа используются для достижения тактических и стратегических целей. В том числе в интересах игроков, заинтересованных в реструктуризации и/или переделе активов и сфер влияния в российской газовой отрасли. Масштабная кампа-ния ведется без должного анализа самого феномена сланцевой индустрии, реального положения дел на рынке газа в Соединенных Штатах и Северной Америке в целом, а также влияния этих процессов на глобальный рынок газа и позиции России на нем.

Основными элементами предлагаемой спонсорами сланцевой кампании являются следующие тезисы:

• В ближайшие десятилетия потребление газа в мире будет расти, но «золотая эра газа» наступит только для производителей нетрадиционного газа.

• США станут одним из крупнейших экспортеров СПГ, «газовой сверхдержавой».• При помощи сланцевого газа США получат доступ к дешевой электроэнергии и

смогут резко нарастить производство сланцевой нефти, отказавшись к 2030 году от импорта нефти и тем самым столкнув лбами Россию и арабских производителей.

• Россия уже проиграла борьбу за мировой энергетический рынок – ей лучше не вкладывать средства в новые проекты, так как она просто зря потратит деньги.

• «Газпром» проспал «сланцевую революцию» и вскоре станет ее жертвой, Рос-сии нужно отменить монополию на экспорт газа, а лучше провести разделение «Газпрома».

• Начнется активный экспорт и развитие технологий добычи нетрадиционного газа, в связи с чем Европа, Китай и другие регионы получат возможность уве-личить собственную добычу и отказаться от импортного газа. В итоге расцвет газа как топлива произойдет, но без участия ненадежных с точки зрения США экспортеров, таких как Россия, Иран и Венесуэла (хотя две последние страны и так в силу разных причин вообще отрезаны от газового рынка).

Активизация этой кампании происходит на фоне огромных проблем в развитии сланцевой индустрии в Соединенных Штатах и фактического отсутствия каких бы то ни было позитивных результатов в попытке добычи сланцевого газа в других регионах мира, включая Канаду.

В США отрасль развивается по законам финансовой пирамиды или, если угодно, пузыря. Затраты на разработку не окупаются, а неконтролируемый рост добычи привел к обвалу цен на рынке и усугублению проблем производителей с ликвидностью, которые имели место и при более благоприятной ценовой конъюнктуре. Кроме того, по мере изучения сланцевых залежей пришлось существенно пересмотреть оценку ресурсной базы, что ставит под вопрос один из постулатов сланцевой кампании об обеспеченности Соединенных Штатов ресурсами газа на 100 лет и более. А сланцевая «революция» может закончиться так же быстро, как и началась, оставив после себя новые незагруженные мощности по производству СПГ. Подобно этому недавние неточные прогнозы относитель-но падения добычи газа в США привели к тому, что на американских берегах построены простаивающие ныне регазификационные терминалы мощностью более 140 млн т в год.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


1. ГАЗОВЫЙ РЫНОК СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ

Северная Америка остается практически полностью самодостаточным и замкнутым газовым рынком, главную скрипку на котором играют США – крупнейший в мире

производитель и потребитель этого вида топлива. За последние 10 лет добыча газа в Северной Америке выросла на 16% (около 120 млрд кубометров), потребление все время было в роли догоняющего, но к концу 2012 года даже опередило прирост добычи (124 млрд кубометров).

Баланс газа в Северной Америке, млрд кубометров

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Добыча 753,4 767,4 786,4 790,7 805,9 849,4 874,9

Потребление 755 793,6 798 791,3 825,4 842,7 879,3

Экспорт 1,9 1,4 1,1 0,9 1,8 2 0,8

Импорт 14,3 21,8 13,2 15,7 17,6 12,9 7,9

Профицит/Дефицит 10,8 -5,8 0,5 14,2 -3,7 17,8 2,5

Источник: US EIA, NEB (Canada)

Баланс экспортно-импортных операций остается скудным. СПГ не играет существен-ной роли в газоснабжении. С 2003 по 2007 год, когда США интенсивно строили мощности по приему сжиженного газа, ожидая снижения собственной добычи, объемы импорта выросли на 50% до 22 млрд кубометров, но потом достаточно быстро вернулись к тра-диционным показателям, а в 2012 году объемы чистого импорта в Северной Америке рухнули до 7 млрд кубометров (менее 1% рынка).


Соединенные Штаты полностью доминируют в газовой сфере региона. На протяжении 10 лет они формируют 81-84% североамериканского рынка (с точки зрения потребления). А вот их роль в сфере добычи еще более возросла с 71% в 2003-2007 годах до 77% в 2012-м. В то же время доля Канады в производстве газа существенно снизилась – с 23 до 17%. Потребление в Канаде почти не изменилось за последние 10 лет (рост ме-нее 5% за декаду). Мексиканский рынок, напротив, достаточно динамично развивается



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


и прибавил более 45% с 2003 года. В то же время в Мексике наметилась тенденция к спаду добычи, что в настоящее время компенсируется увеличением импорта из США, где бум в разработке нетрадиционных месторождений привел к перепроизводству.


1.1 США

Как уже отмечалось выше, США за последние 5 лет совершили впечатляющий рывок в сфере добычи газа, которая выросла за этот период на 135 млрд кубометров (почти 25%), существенно опередив показатели Катара, который с 2007 года увеличил добычу на 100 млрд кубометров, став крупнейшим в мире экспортером СПГ. При этом за предыдущую пятилетку американская добыча прибавила всего 5 млрд кубометров.

Структуру добычи в Соединенных Штатах можно разделить на четыре основные группы – традиционные месторождения газа на суше, куда мы включаем трудноизвле-каемый (tight gas) и попутный газ, шельфовые разработки, а также два вида нетради-ционных источника – метан из сланцевых залежей и газ из угольных пластов. Динамика показателей этих групп существенно различалась в последние 10 лет. Добыча на море обвалилась втрое, на 120 млрд кубометров. Традиционные месторождения росли до 2008 года благодаря разработке месторождения в штате Вайоминг, но после выхода на пик добыча здесь начала снижаться. И в 2011 году вернулась к уровню 2003-го. В прошлом году, за счет увеличения объемов добычи попутного нефтяного газа при из-влечении сланцевой нефти, добыча немного выросла.

Добыча газа в США, млрд кубометров

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012Традиционные

месторождения* 296,1 330 344 329,1 316,4 297,1 303,9

Шельф 184 123 107 108 102 85 61Сланцевые

залежи 14,7 42,5 63,7 98,3 137,7 222,4 269,1

Угольный метан 48,1 50,4 56,4 48,7 47,9 48,4 47,3Всего 540,7 545,9 571,1 584,1 604 648,7 681,1

* включая трудноизвлекаемый газ и ПНГ Источник: US EIA



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Из нетрадиционных ресурсов газ из угольных пластов дает стабильную отдачу в размере 47-48 млрд кубометров (с небольшим всплеском, который пришелся также на 2008 год, когда цены на газ в США зашкаливали за 400 долл.). Итого за 10 лет все месторождения кроме сланцевых к 2007 году снизили добычу на 25 млрд кубометров, а к 2012-му – на 116 млрд кубометров (с 528 до 412 млрд).

Но за счет добычи газа из сланцевых залежей США удалось преодолеть эту тен-денцию, компенсировать выпавшие объемы добычи на шельфе. За 10 лет добыча сланцевого газа увеличилась на 254 млрд кубометров в год, из них 220 млрд кубоме-тров – прирост в 2007-2012 годах.

В региональном разрезе эта тенденция очень заметна. Крупнейшим производителем газа стал Техас (добыча выросла со 140 до 180 млрд кубометров), на территории которого расположены сразу несколько сланцевых залежей (Barnett, Eagleford) и значительные мощности по добыче традиционного газа. Второе место заняла соседняя Луизиана с наиболее продуктивной по состоянию на 2012 год сланцевой залежью Hayensville-Bossier. А на третье вышла Пенсильвания, где расположена львиная доля добывающих скважин самой большой и единственной динамично увеличивавшей в последние пару лет отдачу сланцевой залежи – Marcellus.

Потребление газа в США по штатам, млрд кубометров

0100200300400500600700800

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Прочие

Пенсильвания

Ф лорида

Луизиана

Нью-Йорк

Иллинойс

Калифорния

Техас

Источник: US EIA



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Всего на 7 штатов и на шельф Мексиканского залива приходится около 87% всей добычи газа в США (без учета объемов, которые добываются на Аляске, но закачива-ются обратно в пласт). Примерно половина всего газа в стране добывается в Техасе, Луизиане и на шельфе залива. Однако в 2003 году здесь добывалось ровно две трети. То есть за счет разработки сланцевых ресурсов идет постепенное расширение географии добычи в США. За счет сланцевого газа удалось увеличить добычу в Техасе, Луизиане, Пенсильвании и Арканзасе, а также поддержать ее на стабильном уровне в Оклахоме.

География потребления газа в США более обширна, но крупнейшим потребителем является Техас, а в семерку наиболее газифицированных штатов входят также Луизиана и Пенсильвания. Термин «динамичный рост потребления» применим только к Флориде, где за 10 лет спрос вырос с 20 до 37 млрд кубометров. Рост потребления демонстриро-вали также Пенсильвания и Нью-Йорк, которые находятся в зоне разработки Marcellus. А в Техасе потребление даже немного снизилось (9%). Правда, в последние 5 лет спрос в самом нефтегазовом штате Америки стал восстанавливаться, но на уровень 2003 года так и не вышел. Второй крупнейший потребитель – Калифорния, которая находится вдали от центров добычи, не демонстрирует заметного роста спроса.

Еще более любопытная картина складывается при рассмотрении динамики потре-бления по отраслям. Фактически только в сфере электроэнергетики состоялся рост, причем скачкообразный и на протяжении почти всех 10 лет, за исключением периода рекордных цен 2008 года. В 2003 году газовые электростанции в США использовали всего 145,5 млрд кубометров, в 2012-м – почти 260 млрд (80% роста). Более того, было бы заблуждением считать, что газовый бум в электроэнергетике США продукт именно роста добычи сланцевого газа. В 2003-2007 годах, когда американский рынок еще был довольно далек от сланцевой эйфории и готовился к импорту огромных объемов СПГ, рост спроса со стороны электростанций составил почти 50 млрд кубометров. Безусловно, падение цен на газ в 2012 году еще более подстегнуло процесс перехода ТЭЦ с угля на газ (всего за 1 год потребление выросло на 44 млрд кубометров). Но этот всплеск лишь упрочил долгосрочную тенденцию газификации электроэнергетики в Соединенных Штатах.

Потребление газа в США по секторам, млрд кубометров

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012Электростанции 145,5 193,8 188,9 194,7 209,3 214,6 258,8

Крупная промышленность 202,5 188,5 189 174,7 193,4 195,6 201,1

Коммерческие потребители 90,1 85,4 89,3 88,4 87,9 89,3 82,3

Домохозяйства 143,9 133,8 138,6 135,4 135,5 133,5 118,3Технологические

нужды 48,5 52,3 52,9 55,1 55,5 56,9 59,7

Всего 630,5 653,8 658,7 648,3 681,6 689,9 720,2


Кроме того, выросло на 10 млрд кубометров потребление газа для технологических нужд газопроводов, что логично в условиях роста объемов добычи и транспортировки. Однако в остальных секторах общий тренд не очень утешительный. Объем потребле-ния газа крупными промышленными предприятиями в 2012 году находился примерно на уровне 2003 года. Правда, в первую 5-летку спрос в этом секторе снизился на 12% (24 млрд кубометров). Поэтому можно говорить, что в период бурного развития сланце-вой добычи промышленники отыграли это падение и сейчас активно строят планы по



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


развитию промышленных производств на основе ресурсов сланцевого газа в условиях низких рыночных цен на газ.

Так называемые коммерческие потребители (мелкие компании, которые покупают газ у территориальных газораспределительных организаций), а также домохозяйства за 10 лет снизили объемы используемого газа. Коммерческие потребители – на 10% (8 млрд кубометров), причем основной спад пришелся на 2012 год, когда цены на Henry Hub были очень низкими. Сектор домохозяйств уменьшил потребление на 25 млрд кубо-метров (17%). И пик падения (минус 15 млрд кубометров) также пришелся на прошлый год. Что связано в первую очередь с ценовыми дисбалансами на американском рынке между различными категориями потребителей.

В целом же можно констатировать, что рост спроса в США в последние 5 лет суще-ственно отстает от динамики добычи. Если в 2003-2007 годах потребление выросло на 23 млрд кубометров, а добыча всего на 5 млрд, то в 2008-2012 годах добыча прибавила 140 млрд кубометров, а спрос – всего 66 млрд кубометров.

Такое поведение потребителей связано с различными механизмами ценообразования. Если цены для электростанций, промышленности и газораспределительных компаний движутся в едином коридоре со спотовыми котировками в Henry Hub с небольшим спредом, то цена газа для розничных потребителей, во-первых, цены в разы дороже, а во-вторых, изменяется гораздо медленнее, чем оптовые индексы.

Из тенденций можно отметить следующие: в 2003 году электростанции платили за газ спотовую цену, но постепенно по мере увеличения потребления (а значит, и увеличения транспортного плеча) средняя цена для энергетиков становилась выше, и в 2012 году разница уже достигла 25%. Промышленники в среднем платят за газ на 8-14 долл. до-роже электростанций.


Кроме того, отметим, что 10 лет назад оптовая цена для газораспределительных организаций (citygate) находилась на уровне крупной промышленности, а в 2008 году была даже ниже цены для электростанций, но в последние четыре года она выше про-мышленной на 20-40 долл.

Розничная цена для домохозяйств в США вообще развивается по собственной тра-ектории с большой инерцией к котировкам Henry Hub и даже к оптовой цене на входе в сети низкого и среднего давления. С 2003 года существенно выросла разница между



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


спотом и розничной ценой в США. 10 лет назад она составляла 140 и 130 долл. соот-ветственно, 5 лет назад – 210 и 190 долл., а в прошлом году – 280 и 210 долл.

Причиной тому являются большие расстояния транспортировки газа, налоги на по-требление газа и высокая наценка региональных поставщиков.


Поскольку добыча газа в США в последние 5 лет росла более высокими темпами, чем потребление, это отразилось на объемах импортно-экспортных операций. Поставки газа из Канады снижались, в то же время экспорт на канадский и мексиканский рынки рос. Но, несмотря на впечатляющий производственный рывок, США все же остаются нетто-импортером природного газа. За декаду дефицит собственной добычи снизился со 110 млрд кубометров до 39 млрд (63%).

Однако объем импорта газа из Канады снизился очень незначительно – всего на 14 млрд кубометров, но в то же время ощутимо, в 3,5 (20 млрд кубометров) раза, выросли обратные поставки из США северному соседу. В результате чистый импорт из Канады уменьшился на треть с 90 млрд кубометров до 56 млрд кубометров. Кроме того, на 8 млрд кубометров увеличились поставки в Мексику. От импорта сжиженного газа США практически отказались. Регазификационные мощности на 140 млн т, большая часть из которых была построена во второй половине 2000-х годов, стоят невостребованные (уровень загрузки в 2012 году – менее 3%). При этом единственный на сегодняшний день завод по производству СПГ, построенный еще в 70-х на Аляске, продолжает работать, но объемы производства волатильны из-за необходимости ремонта и реконструкции.

Экспорт-импорт газа в США, млрд кубометров

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012Импорт 111,7 130,5 112,9 106,3 105,9 98,3 88,7Канада 97,4 107,2 101,7 92,7 92,9 88,3 83,8Мексика 0 1,5 1,2 0,8 0,8 0,1 0

СПГ 14,3 21,8 10 12,8 12,2 9,9 4,9

Экспорт 19,3 23,4 27,3 30,3 32,1 42,6 45,9Канада 7,7 13,7 15,8 19,8 20,9 26,5 27,5Мексика 9,7 8,3 10,4 9,6 9,4 14.1 17,6

СПГ 1,9 1,4 1,1 0,9 1,8 2 0,8Чистый импорт 92,4 107,1 85,6 76 73,8 55,7 42,8




АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


1.2 Канада и Мексика

Рынок газа Канады интегрирован с рынком Соединенных Штатов. Значительная часть канадской добычи направляется по газопроводам в США. Более того, в последние годы все больше американского газа поставляется в северо-восточные регионы Канады.

Добыча газа в стране за 10 лет снизилась на 26 млрд кубометров (15%), потребление, напротив, выросло почти на 17% (13 млрд кубометров).

Газовый баланс Канады, млрд кубометров

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Добыча 173 174 167,3 157,8 150,9 150,8 146,3

Потребление 78 82,5 79 82,5 79 85,8 91

Экспорт 99,5 107,5 103,3 92,3 91,9 90,4 86,7

Импорт 7,7 13,6 15,9 20,7 22,7 31,3 30,3

Запасы 1603 1534 1671 1701 1690 1980 1720

Источник: NEB

Источник: NEB

К западным регионам отнесены газодобывающие провинции Альберта, Британская Колумбия, а также Саскачеван, к восточным – все прочие. Источник: NEB



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Почти весь газ в Канаде добывается в двух расположенных на западе страны про-винциях Альберта (69%) и Британская Колумбия (24%). При этом добыча газа в Альберте падает (на 35 млрд кубометров за 10 лет), а в БК растет (плюс 10 млрд кубометров). Падение добычи происходит на традиционных месторождениях и в залежах угольного метана, в то время как рост отмечается из резервуаров с трудноизвлекаемыми ресур-сами, а также из сланцевых залежей в Британской Колумбии.

Потребление в наиболее населенных восточных регионах Канады стагнирует на про-тяжении последнего десятилетия и даже снизилось на 2 млрд кубометров по итогам 2012 года, несмотря на благоприятную ценовую конъюнктуру. Рост же наблюдается в сфере использования технологического газа и потребления в Альберте и Саскачеване, где идет активная добыча битумной нефти (нефтяные пески).

Импорт СПГ на единственный терминал Canaport, работающий с 2009 года, на восточ-ном побережье стабилен (около 2-3 млрд кубометров в год) и незначителен. С 2003 года несколько снизился экспорт трубопроводного газа в США – на 13 млрд кубометров, в то же время в восточные регионы Канады поставляется все больше газа с американского рынка, который фактически выигрывает конкуренцию у «новых объемов» канадского газа, которые могли быть добыты при более благоприятной ценовой конъюнктуре.

Если в 2003 году из 160 млрд кубометров, добывавшихся в Альберте и Британской Колумбии, 36 млрд кубометров потреблялось локально, 100 млрд кубометров экспорти-ровалось в США, а еще 24 млрд кубометров поставлялось в восточные регионы страны, то в 2012-м на Западе было добыто 137 млрд кубометров, из них 46 млрд – местное потребление, 86 млрд кубометров поставлялось в Соединенные Штаты и лишь 4 млрд кубометров ушло на восток Канады. Это значит, что канадские газопроводы, построен-ные для транспортировки сырья с запада на восток, простаивали.

Цены на газ в Канаде формируются на газовом хабе в Альберте (AECO), который имеет примерно 10% дисконта к цене Henry Hub. Соответственно, при понижении цен в США добыча новых объемов газа в Канаде (с целью заместить выпадающее коли-чество и хотя бы поддержать уровень добычи) становится нерентабельной. При этом себестоимость нового газа выше, чем в США, в силу удаленности от рынков сбыта и более суровых условий добычи.

Традиционные ресурсы газа (без учета трудноизвлекаемых) в Канаде истощаются. По предварительным оценкам, в 2012 году объемы добычи трудноизвлекаемого газа превы-сили объемы обычного (60 млрд кубометров против 58 млрд). Потенциал дальнейшего наращивания добычи трудноизвлекаемого газа почти исчерпан, по крайней мере, без резкого роста инвестиций. А объемы обычного газа продолжат падать темпами 3-5 млрд кубометров в год. Добыча угольного метана Альберты (около 5% канадской добычи) тоже снижается из-за дороговизны добычи.

Разработка сланцевых ресурсов в Канаде только началась. Пробуренные еще до дра-матическог о падения цен на газ скважины в бассейне реки Хорн (Британская Колумбия) позволяют добывать 3-5 млрд кубометров. Дальнейшие инвестиции при нынешней конъ-юнктуре нецелесообразны и в настоящее время приостановлены. Проблема канадских сланцевых ресурсов в том, что известные в настоящее время залежи в бассейне Хорна располагают исключительно запасами сухого газа, что не создает никаких дополнитель-ных стимулов в условиях относительно высоких цен на жидкие газы (пропан-бутановые фракции) и конденсат.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Среднесрочный прогноз добычи газа в Канаде на 2012-2014 годы при цене газа 4-4,5 долл. за млн БТЕ, млрд кубометров

2010* 2011* 2012 2013 2014

Традиционный 67,7 63,4 58 56 51

Трудноизвлекаемый 58,2 60,6 60 60 58

ПНГ 13,3 13,7 15 15 15

Угольный метан 8,5 8 7,3 6,7 6,2

Сланцевый метан 3,2 5,1 5,1 6 5,4

Всего 150,9 150,8 145,4 143,7 135,6

* факт Источник: NEB

Мексика, так же как и Канада, интегрирована с США в единый газовый рынок. Цены на газ здесь регулируются государством (так как рынок монополизирован госкомпанией Pemex), но привязаны к Henry Hub плюс расходы на транспортировку и маржа. В то же время из-за дефицита газотранспортных мощностей возможности наращивания поставок газа из Соединенных Штатов ограничены, а рост спроса в условиях снижения цен пре-вышает возможности предложения. В результате на рынке наблюдается дефицит газа и Pemex вынуждена применять ограничительные меры в отношении крупных промыш-ленных потребителей, чтобы удовлетворить рост потребления со стороны домохозяйств.

Газовый баланс Мексики, млрд кубометров

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Добыча 39,7 47,5 48 48,8 51 49,9 47,5

Потребление 46,5 57,3 60,3 60,5 64,8 67 68,1

Импорт 9,7 8,3 13,6 12,5 14,8 17,1 20,6

Экспорт 0 1,5 1,2 0,8 0,8 0,1 0

Запасы 422 511 500 476 490 402 461


Собственная добыча в Мексике за 10 лет выросла на 8 млрд кубометров, но в послед-ние 2 года снижается после пика 2010 года. Запасы газа на основных месторождениях в стране оказались завышенными, в связи с чем падение добычи началось на несколько лет раньше, чем прогнозировалось.

Потребление за декаду прибавило более 21 млрд кубометров. Разница компенсирует-ся увеличением импорта из США (17 млрд кубометров, 70% рост за 10 лет) и закупками СПГ (около 3 млрд кубометров).

Запасы газа в Мексике не позволяют рассчитывать на рост добычи газа, даже если цены пойдут вверх. В то же время наблюдается стабильный добавочный спрос, поскольку имеется неиспользованный потенциал замещения газом в энергетике дорогих нефти и нефтепродуктов. Вопрос лишь в источниках поставок. В настоящее время реализуется несколько газотранспортных проектов для увеличения импорта из США. Кроме того, три терминала по приему СПГ позволяют утроить импорт сжиженного газа.

В обозримой перспективе потребности в импортном газе в стране будут увеличиваться.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


2. СЛАНЦЕВЫЙ ГАЗ В СЕВЕРНОЙ АМЕРИКЕ

2.1 Место сланцевого газа в балансе США

О наличии в сланцевых породах природного газа и нефти было известно очень давно. Согласно общеизвестным данным первая коммерческая скважина в сланцевой залежи была пробурена в Соединенных Штатах еще в 1821 году в штате Нью-Йорк, задолго до начала добычи природного газа из месторождений, которые принято называть традици-онными. Добываемый газ использовался для бытовых нужд, а также уличных фонарей.

В ХХ веке более или менее активная разработка сланцев возобновилась только в конце 80-х годов в Мичигане на сланцевой залежи Antrim. 15 лет назад в США добыва-лось всего около 8,5 млрд кубометров сланцевого газа, и три четверти приходилось на долю этого бассейна. После 2003 года добыча газа из Antrim Shale несколько снизилась и последние годы стабилизировалась на уровне 3-4 млрд кубометров газа в год.

Между тем в середине 2000-х годов шло постепенное освоение других бассейнов, прежде всего Barnett Shale в Техасе, где впервые начали применять технологию гидро-разрыва (фрэкинга) в сочетании с бурением горизонтальных скважин. Считается, что в 2005 году лобби сервисных компаний во главе с Halliburton продавило через Конгресс и администрацию США поправки в закон о природопользовании. Эти поправки открыли дорогу к практически бесконтрольному применению фрэкинга, который, помимо про-чего, предполагает использование больших объемов воды и химикатов. Затем процесс перекинулся на соседние залежи Haynesville (Луизиана/Техас), Fayetteville (Арканзас), Woodford (Оклахома) и Marcellus (растянулась сразу на четыре штата – Западная Вирджиния, Пенсильвания, Нью-Йорк и Огайо в районе Аппалачей).

Собственно, эти пять залежей и составляют основу американского сланцевого бума. Еще две залежи – Bakken (Северная Дакота) и Eagle Ford (Техас), где ведется активная разработка ресурсов сланцевой нефти, производят также существенные объемы по-путного газа.

Источник: данные US EIA, расчеты ФНЭБ

Динамика добы чи сланцевого газа в США, млрд кубометров

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Сланцевый газПрочие

Доля сланцевого газа в американской добыче

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Сланцевый газПрочие



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Основны

е сланцевые залеж

и СШ

А

Ист

очник: US

A EIA

, 2011



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Объемы добычи сланцевого газа выросли за 10 лет с 12-15 млрд кубометров (по разным методикам оценки) до 260-270 млрд кубометров. В результате доля сланцевого газа в балансе США увеличилась с 1,5 до 40%, обеспечив при этом, как уже отмечалось, рост внутренней добычи на 26%. Произошло это на фоне скачка в бурении скважин. С 2003 по 2010 год (статистики за последние 2 года пока нет) в Соединенных Штатах было пробурено более 190 тыс. добычных газовых скважин. При этом количество добывающих скважин в стране увеличилось на 100 тыс. единиц за эти 8 лет, то есть около 90 тыс. скважин за этот период были выведены из эксплуатации либо оказались неудачными.

В 2011 году количество буровых, работающих на газовых участках, снизилось до 880 единиц, а в 2012-м – примерно до 500, согласно данным Baker&Hughes. Соответственно, это привело к дальнейшему снижению объемов бурения.

Какое именно количество было пробурено на сланцевых залежах, в отчетах EIA не раскрывается. Согласно данным регуляторов, контролирующих газовую отрасль в Техасе, Луизиане, Пенсильвании и Арканзасе, с 2005 года в пределах их юрисдикции на Barnett, Marcellus, Haynesville и Fayetteville было пробурено около 25 тыс. новых скважин.

Данные округлены. * только в Пенсильвании, которая обеспечивает 90% добычи из залежи ** еще около 4300 скважин на Barnett было пробурено до 2005 года Источник: Texas Railroad Commission, Louisiana State Department of Natural Resources, Arkansas Oil&Gas Commission, Pennsylvania State Department of Nature Protection




АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


В 2012 году начался процесс перевода буровых установок с газовых проектов на не-фтяные. Объясняется это крайне просто – сланцевый газ на внутреннем рынке оставался слишком дешевым, а вот неф как глобальный товар была весьма дорогой. В результате произошло перенаправление бурового оборудования в более рентабельные нефтяные проекты.

Число используемых в США буровых установок

Источник: Статистический обзор мировой энергетики ВР, 2013 год

Одна из важнейших характеристик газосодержащих сланцев – их уникальность и неоднородность. Это требует тщательного и постоянного изучения залежей, особого подхода к каждому участку и каждой скважине. При этом невозможно воспроизводить единую успешную модель бурения даже в рамках одной залежи.

Вместе с тем динамика добычи по отдельным залежам на конец 2012 года свидетель-ствует, что период активного наращивания добычи завершился для большинства сланцевых залежей в США. Исключение – самый протяженный плей Marcellus и самый нефтеносный из газовых Eagle Ford.

Техасский Barnett прошел пик добычи в 2011 году, продемонстрировав снижение го-довых объемов по итогам прошлого года. Haynesville, который демонстрировал очень высокие темпы роста в 2009-2011 годах и является самым продуктивным месторожде-нием в США, в 2012 году вырос всего на 2 млрд кубометров. Замедлился рост добычи и на Fayetteville, который стабильно увеличивался на 5-7 млрд кубометров в год. В прошлом году он прибавил лишь 2 млрд кубометров. Залежь Woodford в Оклахоме, так же как и Barnett, начала падать. Рост добычи был достигнут за счет Marcellus, где объемы производства почти удвоились (плюс 30 млрд кубометров), а также Eagle Ford (+10 млрд кубометров).

Кроме того, по графику с динамикой добычи по годам видно, что различные залежи можно поделить на демонстрирующие быструю динамику роста (Haynesville и Marcellus) и остальные, которые увеличивают отдачу плавно.

В то же время для того, чтобы выйти на уровень добычи в 65 млрд кубометров, в Луизиане пришлось пробурить всего 2300 скважин, а на Marcellus только в пределах Пенсильвании – около 5500, то есть в два раза больше.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


2003 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Antrim 4,2 3,4 3,5 3,4 3,1 3 2,9

Barnett 7,3 25,7 38,4 42,4 44,8 48,3 46,7

Fayetteville 0 2,4 7,5 14,5 21,7 26,5 28,8

Woodford 0 2,3 5,5 8,7 10,8 12,5 12,1

Haynesville 1 0,8 1,5 12,5 38,8 66,8 68,8

Marcellus 0 0,3 1,1 1,2 13,2 35,1 65,3

Eagle Ford 0,3 2 7,5 16,9

Bakken 0,4 0,8 1,4 2,9

Прочие 0 14,6 15 15 15,8 18,9 19,5

Всего 12,5 49,5 72,5 98,4 150 220 265,9

Источник: данные EIA (проданные объемы)

Однако если взглянуть на динамику суточной добычи газа по отдельным залежам, то мы увидим, что после прохождения пика в ноябре 2011 года Haynesville обвалился уже на 15% к началу 2013-го, в то время как на Barnett за тот же период суточная до-быча уменьшилась на 8%. Темпы роста суточной добычи на Marcellus повторяют кривую Haynesville c годовой задержкой. Хотя отдача скважин на залежи в Луизиане примерно вдвое больше, как уже отмечалось, при замедлении темпов бурения на Marcellus (а оно уже происходит) следует ожидать выхода добычи на пик в 8-9 млн кубических футов в сутки летом-осенью 2013 года, после чего может начаться резкая корректировка вниз. Это позволит увеличить добычу на залежи на 15-20 млрд кубометров. В других регионах (за исключением Eagle Ford) показатели будут снижаться.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


По оценкам компании BP, в 2012 год прирост добычи газа в США составил чуть более 30 млрд кубометров, но только около 10 млрд кубометров этого прироста пришлось на сланцевый газ. А вот в 2011 году прирост добычи сланцевого составил почти 90 млрд кубометров газа. Таким образом, темпы прироста добычи сланцевого газа уже резко упали.

Прирост производства газа в США к предыдущему году, млрд кубометров

Источник: Статистический обзор мировой энергетики ВР, 2013 год



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Оценка перспектив добычи сланцевого газа в долгосрочной перспективе осложняется низким качеством данных о запасах и технически извлекаемых ресурсах. Последние официальные сведения (EIA) датируются концом 2010 года, где доказанные запасы в США оценены в 2,7 трлн кубометров, в том числе 2,3 трлн на четырех основных залежах. Технически извлекаемые ресурсы были оценены в 21,2 трлн кубометров, в том числе около 15 трлн на Barnett, Marcellus, Haynesville и Fayetteville. Однако в начале 2012 года EIA снизила оценку по Marcellus практически на две трети – до 4 трлн кубометров. Ранее такому же секвестру подвергались и другие залежи, в частности, ресурсы Haynesville были официально уменьшены с первоначальных 7 до 2,1 трлн кубометров.

Ресурсы и запасы сланцевых залежей на конец 2010 года, млрд кубометров

Доказанные запасы

Технически извлекаемые

ресурсы

Barnett 880 1230

Fayetteville 354 900

Woodford 275 620

Haynesville 694 2100

Marcellus 374 11 600

Прочие 121 4700

Всего 2763 21 200


Только на Barnett, где газ добывается более 10 лет, показатели запасов сопоставимы с ресурсами. Возможности Woodford исследованы на 50%, Fayetteville и Haynesville – на 30%, Marcellus – даже после пересмотра – всего на 10%. Все остальные залежи – ме-нее 3%. Специалисты считают, что, даже по оптимистичным оценкам, только половину технически извлекаемых ресурсов можно будет действительно извлечь, учитывая эко-номические реалии и расточительность технологии добычи, которая приводит к потерям от 40 до 60% содержащегося в коллекторах метана при гидроразрыве.

Это значит, что ресурсная база сланцевых залежей при уровне добычи 2012 года (270 млрд кубометров) и при благоприятном стечении обстоятельств исчисляется всего 28 годами. Конечно, это условный срок, поскольку очевидно, что поддерживать добычу на этом уровне вряд ли возможно. Пока идет активное бурение, она может продолжать расти – и еще в течение года-двух после уменьшения объемов буровых работ, сохраняя инерцию (что мы видим в последние пару лет). Но в любом случае речи не идет об обеспеченности запасами сланцевого газа на столетие, как это принято говорить в политических кругах. Учитывая, что добыча газа из других видов месторождений (за исключением ПНГ) снижается, особенно на шельфе и из обычных резервуаров на суше, то в среднесрочной перспективе до 2020 года даже поддержание добычи газа в США выглядит проблематичным. Однако EIA продолжает утверждать, что к 2020 году Соединенные Штаты станут нетто-экспортерами природного газа, а добыча сланцевого газа будет непрерывно расти до 2040 года и достигнет уровня 470 млрд кубометров (50% от общей добычи).



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


2.2 Основные сланцевые залежи и экономика добычи

Barnett Shale

Эта сланцевая залежь относится к гигантскому бассейну Fort Worth в Техасе и зани-мает площадь около 13 тыс. кв. км. Глубина залегания породы составляет 2-2,5 км, а ее толщина варьируется от 30 до 180 метров. На сегодняшний день это самая изученная из крупных залежей и наиболее разработанная.

Первая скважина на сланцевый газ пробурена в 1981 году, первая горизонтальная скважина на сланцевый газ пробурена в 2003 году. Всего в настоящее время здесь действуют 18 000 скважин, добывающих сланцевый газ.

Ресурсы газа в Barnett оцениваются почти в 9 трлн кубометров, а технически извле-каемые – в 1,24 трлн, по данным EIA. Исследование, проведенное University of Texas в начале 2013 года, оценивает извлекаемые ресурсы в 2,1 трлн кубометров. Однако оно дает гораздо более низкий показатель доказанных запасов по сравнению с EIA – 200 млрд кубометров против 900 млрд.

Суммарное производство сланцевого газа здесь составило около 330 млрд кубоме-тров. Добыча газа с 2-3 млрд кубометров в год в начале 2000-х годов выросла до 48 млрд кубометров (чистая добыча на продажу) в 2011 году, после чего началось снижение.

Источник: Texas Railroad Commission

Две компании – Devon и Chesapeak – обеспечивают более половины добычи газа на залежи, еще 35% приходится на четыре компании, а оставшиеся 5 млрд кубометров добычи распределены между 244 операторами.

В среднем каждая скважина давала на Barnett менее 3 млн кубометров в 2012 году. Чтобы смягчить темпы падения добычи на залежи (растянуть двукратный спад на 20 лет), по оценкам экспертов University of Texas, необходимо бурить по 550 скважин в год. За счет бурения 13 000 скважин удастся дополнительно добыть в 2012-2050 годах 1,2 трлн кубометров, или в среднем 96 млн кубометров из скважины за период жизни. Как уже отмечалось, исследователи оценивают извлекаемые ресурсы Barnett в 2,4 трлн,

Добы вающие компании на Barnett в 2012 году, млрд кубометров

12,8

12,67,8

3,4

2,52,5

5 Devon Energy

Chesapeak Energy

XTO Energy

EOG ResourcesEnervest Operating

Quicksilver Resources

Прочие



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


включая накопленную добычу, а общее количество пробуренных скважин – в 28 тыс. единиц. То есть в среднем каждая скважина должна дать 87 млн кубометров за 50 лет эксплуатации месторождения.

При этом на сегодняшний день 18 тыс. скважин кумулятивно произвели за 10 лет 330 млрд кубометров, или менее 20 млн кубометров на скважину. Имеются большие сомнения, что за оставшиеся 40 лет эти скважины произведут в совокупности около 900 млрд кубометров. Для этого уровень их отдачи должен снижаться всего на 1% в год, что, очевидно, невозможно для сланцевых скважин на Barnett, которые в среднем уже в первый год теряют 30% суточного дебета, а в течение 5 лет дебет падает на 80-90%.

Информация об экономических параметрах добычи газа из сланцевых залежей скудна. Официальные органы и сами компании не раскрывают размеры вложений или себестоимость добычи по отдельным залежам.

Тем не менее по залежи Barnett в открытом доступе имеются данные по стоимости инвестиций в разведку и добычу месторождения по 2010 год включительно. Оценка сделана консалтинговой компанией Perryman Group, в задачи которой входило показать позитивность разработки месторождения для штата Техас и его жителей.

Экономическая эффективность разработки месторождения Barnett в 2005-2010 годах

2005 2006 2007 2008 2009 2010 ВсегоДобыча общая, млрд

кубометров 10,8 20,3 31,3 45,6 50,2 52,4 210,6

Добыча*, млрд кубометров 9,1 18,1 25,7 38,4 42,4 43,8 177,5

Количество пробуренных скважин, шт.

1200 1600 1500 2700 3800 1200 12000

Капитальные затраты на разведку

и добычу, млрд долл.

3,9 7,7 12,5 17,7 13,4 14,9 70,1

Затраты на выплату роялти и других вознаграждений

владельцам земли, млрд долл.

1,5 1,9 2,9 5,4 2,7 3,2 17,6

Общие затраты, млрд долл. 5,4 9,6 15,4 23,1 16,1 18,1 87,7

Затраты на одну скважину, млн долл. 4,5 6 10,3 8,5 4,2 15 7,3**

Цена газа на Henry Hub, долл./тыс.

кубометров313 242 251 319 142 157 237**

Цена реализации газа Devon Energy*** 250 213 207 268 106 116 177

Расчетная выручка от продаж, млрд

долл.2,3 3,9 5,3 10,3 4,5 5,1 31,4

* чистая добыча, реализуемая на рынке газа, примерно на 15% ниже показателя объемов извлекаемого газа ** средняя *** крупнейший производитель газа на Barnett Источник: Texas Railroad Commission, EIA, Perryman Group, расчеты ФНЭБ



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Как видно из приведенной таблицы, в 2005-2010 годах прямые вложения в Barnett превысили 70 млрд долл., еще 17,6 млрд долл. операторы выплатили в виде роялти за пользование недрами и арендной платы. За этот период было пробурено 12 тыс. сква-жин, то есть затраты на скважину составили в среднем 5,8 млн долл. без учета роялти или 7,3 млн долл. Учитывают ли цифры Perryman Group инвестиции в строительство инфраструктуры (газопроводов, соединяющих скважины с ГТС, а также заводов по под-готовке газа к транспорту), неизвестно. Но даже если учитывают, то расчетная выручка за 6 рассматриваемых лет все равно была в 2,8 раза ниже капитальных затрат и куму-лятивных платежей владельцам недр. Следует отметить, что производители продают газ с некоторым дисконтом к цене Henry Hub, который варьировался от 22 до 35%.

Даже в годы наивысших цен на газ в США (2005-й и 2008-й) инвестиции на Barnett существенно превышали доходы. Финансировать капитальные вложения позволяли заемные ресурсы, привлечение портфельных и стратегических инвесторов, операции по хеджированию рисков, связанных с конъюнктурой на рынке газа. Кроме того, некоторое позитивное влияние на экономику проектов оказывали добываемые на месторождении нефть, конденсат и другие жидкие ценные компоненты газовой смеси (natural gas liquids).

Впрочем, существенные объемы жидких углеводородов на Barnett извлекает только один производитель – EOG Resources, который активно работает на богатой жидкими компонентами части месторождения. В 2012 году компания добыла около 2,5 млрд ку-бометров газа на Barnett, 4,4 млн баррелей нефти и конденсата и более 8 млн баррелей NGL. При ценах на нефть около 98 долл. за баррель и на сжиженные газы в районе 35 долл. за баррель компания получила 75% выручки от продаж в жидком сегменте, хотя природный газ составляет около 60% добычи на ее участках на техасском месторожде-нии. У основных производителей – Devon и Chesapeak – доля жидких углеводородов в добыче на Barnett составляет 25% и 5% соответственно.

Правда, ряд экспертов, которым мы предложили оценить предложенные цифры, указали, что на раннем этапе нефтегазовые компании несут весьма большие издержки, связанные с солидными капитальными вложениями. Зато потом эти вложения дают длительную отдачу. Иными словами, нефтегазовый бизнес связан с огромными инве-стициями на начальном этапе запуска проекта, но затем, после получения нефти или газа, проект резко увеличивает финансовую отдачу. При всей справедливости данного суждения стоит обратить внимание, что в случае со сланцевым газом эта схема не работает. Существует радикальное отличие от добычи традиционного газа, где прово-дится вертикальное бурение и скважины действительно дают отдачу в течение многих лет, а то и десятилетий (яркий пример: Надым-Пур-Тазовский район ЯМАО, запущенный еще в советское время и до сих являющийся основным центром производства газа в РФ). В случае со сланцевым газом все происходит не так. Для его добычи нужно про-водить постоянное горизонтальное бурение. Дебет скважин резко падает после ввода в эксплуатацию, и вам нужно постоянно бурить новые площади, используя при этом гидроразрыв пласта. Производители сланцевого газа несут огромные операционные затраты, чего нет в случае с традиционным газом. Таким образом, уровень затрат на страте проекта не слишком больше чем в последующие годы, когда производитель уже получил первый газ.

Fayetteville shale

Она расположена севернее Barnett shale в бассейне Аркома. Бурение началось в начале 2000-х годов, когда методы горизонтального бурения и гидроразрыва, опробован-ные в Техасе, были перенесены на соседнюю залежь. Тем более что глубина залегания



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


породы здесь оказалась меньше – 0,3-2,1 км. Залежь находится на территории около 23 тыс. кв. километров. В то же время, несмотря на меньшую глубину, содержание газа в сланце оценивается всего в 2-7 кубометров на тонну породы, в среднем в три раза меньше, чем в Техасе. В связи с этим ресурсы газа на этом сланцевом месторождении оцениваются всего в 1,5 трлн кубометров, но технически извлекаемые запасы – почти в 900 млрд (то есть почти столько же, сколько на Barnett Shale).

В категорию доказанных переведено около 30% технически извлекаемых запасов. К концу 2012 года на Fayetteville было пробурено около 4500 добычных скважин, а добыча достигла 28 млрд кубометров. Кумулятивная добыча составила чуть более 100 млрд кубометров газа.

Добы ча газа на Fayetteville shale, 2012г., млрд кубометров

20,3

4,1

4 0,4

SEECOXTOBHP Bil l i tonПрочие

* в том числе доли миноритарных партнеров в скважинах Источник: Arkansas Oil & Gas Commission

В отличие от Barnett на Fayetteville shale три четверти добычи приходится на одного крупного оператора – SEECO Inc, дочку Southwestern Energy Company (SWN). Правда, следует отметить, что из 20,3 млрд кубометров, добываемых на ее скважинах, только 67% (13,8 млрд кубометров) принадлежит SWN, а остальное – миноритарным партне-рам в скважинах. Из примерно 4500 скважин, действующих на месторождении, SEECO оперирует 3200 (71%). Еще по 4 млрд кубометров добывают дочка австралийского сырьевого концерна BHP Billiton и XTO Energy, купленная ExxonMobil. И на этих трех операторов в 2012 году пришлось более 98% добычи на Fayetteville.

В среднем добыча на одну скважину составила 6,4 млн кубометров, что вдвое боль-ше, чем на Barnett. Впрочем, и капитальные затраты на одну действующую скважину на сланцевой залежи в Арканзасе в среднем вдвое ниже, чем на техасском гиганте. Согласно данным годовых отчетов крупнейшего оператора и производителя SWN, с 2007 года капвложения на 1 скважину снизились с 4,5 млн до 3 млн долл., что связано как с повышением эффективности бурения, так и с концентрацией на наиболее про-дуктивных территориях. Тем не менее, при средней цене реализации в 135 долл. за тыс. кубометров за 6 лет работы, общая выручка от продаж была ниже капитальных вложений SWN примерно на 10%, а если учесть операционные затраты (около 40 долл. на тыс. кубометров), то, чтобы выйти в ноль, средняя цена должна была быть не менее 190 долл. за тыс. кубометров.

Отметим также, что производители на Fayetteville продают газ с дисконтом к цене Henry Hub в размере 13-15%, то есть спотовая цена должна быть 210-220 долл. за тыс. кубов.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Результаты работы Southwestern Energy Company на Fayetteville shale

2007 2008 2009 2010 2011 2012 ВсегоДобыча*, млрд

кубометров 1,5 3,8 6,9 9,9 12,4 13,7 48,2

Ввод скважин*, шт. 232 263 353 447 416 330 2041

Капвложения*, млрд долл. 1 1,2 1,3 1,3 1,3 1 7,1

Затраты на скважину 4,3 4,6 3,7 2,9 3,1 3 3,5

Выручка, млрд долл. 0,4 1 1,2 1,3 1,5 1,1 6,5

Цена реализации**, долл. за тыс. кубометров

217 273 178 137 124 81 135

Операционные затраты, млрд долл. 0,07 0,19 0,3 0,43 0,53 0,56 2,08

* чистая ** без учета хеджирования Источник: Southwestern Energy Company

Haynesville shale

Это месторождение сланцевого газа имеет свои уникальные особенности: расположе-но на большей, нежели другие, глубине – 3-4 км. Только в 2007 году итоги разведочного бурения стали показывать перспективность добычи на этой залежи. Считается, что в Haynesville очень большая (по сравнению с другими месторождениями сланцевого газа) пористость (8-12%), высокая температура породы и повышенное пластовое давление. Эти особенности обеспечивают достаточно высокое удельное содержание метана в сланцевой породе, что положительно отражается на начальном дебете скважин. За счет бурения относительно небольшого количества скважин (2300) за три года удалось довести добычу до 68 млрд кубометров, сделав залежь самым продуктивным место-рождением США в 2012 году. Всего было добыто более 150 млрд кубометров.

По предварительным оценкам, технически извлекаемые ресурсы газа этой за-лежи оценивались в 7 трлн кубометров, но были снижены до 2,1 трлн Доказанные запасы – 30%.

Добы ча газа на Haynesville shale, 2012г., млрд кубометров

83,7

6,7

4,93,2

8,22

32,2

Chesapeak

EXCOPetrohawk

Encana

QEP EnergyEI Paso

ComstokПрочие

* чистая добыча компаний, без учета доли миноритарных партнеров Источник: данные компаний



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Добыча на скважину составила 32 млн кубометров (в 10 раз больше, чем на Barnett, и в 5 раз – чем на Fayetteville). Однако и стоимость бурения и ввода скважины в эксплу-атацию в среднем здесь превышает 9 млн долл., почти втрое больше, чем в Арканзасе. Кроме того, высокое пластовое давление приводит к тому, что на Haynesville более вы-сокий уровень начального дебета, но в то же время ускоренное падение газоотдачи. Это привело к тому, что бурение большого количества скважин в 2010 и 2011 годах (600 и 870 соответственно) привело к скачкообразному росту добычи с 12 до 65 млрд кубоме-тров. Однако бурение всего 300 скважин в 2012 году привело к тому, что рост составил всего 3 млрд кубометров (около 5%), а суточная производительность снизилась на 15% и продолжает снижаться из-за снижения объемов нового бурения.

Оценочные показатели Haynesville shale

2007 2008 2009 2010 2011 2012Добыча, млрд кубометров 0,8 1,5 12,5 38,8 66,8 68,8

Новые скважины, шт. 1 55 300 600 870 320Добывающие скважины

(всего на конец года) 1 56 352 955 1825 2145

Затраты на 1 скважину, млн долл. 9,5 9,5 9,5 9,5 9,2 9,2

Капвложения, млн долл. 0,5 2,9 5,8 8 2,9Цена в Henry Hub, долл.

за тыс. кубометров 319 142 157 144 99

Выручка 0,5 1,8 6,1 9,3 6,8

Источник: Louisiana Department of Natural Resources, EIA, расчеты ФНЭБ

Если в 2010 году средняя производительность скважины на Haynesville превышала 110 тыс. кубометров в сутки, то в 2011-м снизилась до 100 тыс., а в прошлом году она уже составляла 87 млн кубометров.

Еще одна проблема Haynesville (как и Fayetteville) заключается в том, что они со-держат сухой природный газ, без конденсата и других примесей, способных улучшить экономику добычи.

Marcellus

Является крупнейшим из известных на сегодняшний день месторождений сланцевого газа и раскинулось на территории 6 штатов от Нью-Йорка до Теннеси. При этом за-лежь Marcellus почти полностью покрывает такие штаты, как Пенсильвания и Западная Вирджиния. Сланцы здесь разрабатывали еще в 80-х гг. прошлого века (в течение непродолжительного времени), однако снижение цен на традиционные углеводороды законсервировало проекты на Marcellus более чем на 10 лет. Бурение возобновилось в 2003 году с использованием техасского опыта компанией Range Resources, а первая продуктивная скважина в Пенсильвании заработала 2 года спустя. Однако стабильная промышленная добыча до 2008 года включительно не велась.

В то же время, когда говорят об открытых гигантских залежах сланцев в США, под-разумевают именно Marcellus. Она занимает площадь в 250 тыс. кв. километров. И несмотря на довольно слабую газоносность породы (2-3 кубометра на тонну), при не-большой глубине залегания (1,2-2,5 км) ее ресурсы по системе gas-in-place оценивались в 42 трлн кубометров, а технически извлекаемые объемы газа – в 11,6 трлн кубометров. Впоследствии, правда, оценки были снижены до 4 трлн кубометров, но Marcellus остается,



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


во-первых, крупнейшим месторождением по ресурсам, во-вторых, единственным из большой четверки, продемонстрировавшим значительный рост в 2012 году.

На конец прошлого года было пробурено около 5,5 тыс. скважин, а кумулятивная добыча превысила 100 млрд кубометров.

Топ-10 производителей сланцевого газа на Marcellus в 2012 году, млрд кубометров

1,4 1,4 1,6 2,63,2

3,8

5,6

5,56,8

12,4

13,7

ChevronEXCOCNXSWEPIEQTAnadarkoRange ResourcesTalismanCabot O&GChesapeakПрочие

Добыча операторов без учета долей миноритарных партнеров Источник: Pennsylvania Department of Environmental Protection

В 2012 году из 65 млрд кубометров газа на Marcellus 58 млрд было добыто в Пенсильвании, а большая часть оставшихся 7 млрд кубометров – в Западной Вирджинии. В Огайо и Теннеси разработка находится на ранней стадии и сфокусирована на более глубокой и нефтеносной Utica shale. В штате Нью-Йорк действует мораторий на исполь-зование технологии фрэкинга, что делает невозможным добычу газа из части Marcellus.

Тому, что наибольшего размаха добыча сланцевого газа получила в Пенсильвании, есть несколько объяснений. Значительные запасы и традиции добычи газа на терри-тории штата, где в конце 19-го века начался первый в США нефтяной бум. Но главное, благоприятная среда для регулирования. Пенсильвания – единственный штат, который до сих пор не имеет налога на добычу нефти и газа. В других штатах, где идет добыча сланцевого газа, производители платят в казну от 2 до 7% от цены реализации (в за-висимости от цены). Однако некоторые штаты в условиях драматического падения цен на газ ввели льготные ставки вплоть до освобождения от уплаты налога на добычу.

В 2012 году добыча на одну скважину на Marcellus (10 млн кубометров) превышала показатели Fayetteville, но значительно – втрое – уступала Barnett. Но и темпы буре-ния на Marcellus, несмотря на низкие цены на газ, не только не замедлились, но даже ускорились. Если на конец 2011 года на месторождении в Пенсильвании было пробу-рено 1170 скважин, то в 2012-м – 1300. Правда, значительно увеличилось количество временно законсервированных скважин со 180 до 1150, что связано не только с плохой конъюнктурой, но и с недостатком инфраструктуры для доставки газа потребителям. Впрочем, отметим, что скважины были законсервированы без проведения процедуры фрэкинга (то есть они не могут быть сразу введены в строй после строительства трубы, и потребуются еще вложения 25-40% от стоимости обустройства для того, чтобы начать добычу).



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Данные по разработке Marcellus в Пенсильвании

июль 2009 – июнь 2010

июль – декабрь

2010

январь – июнь 2011


2011

январь – июнь 2012


2012Действующие

скважины, 1196 3325 4008 4180 5201 5459

в т ч. временно закрытые 0 0 98 146 445 594

в т ч. законсервированные 22 34 190 560

в т ч. использованные для повторного фрэкинга

53 88 140 180

В процессе обустройства 0 2 675 445 1021 865

Выданные разрешения 1434 2747 2763 3118 1595 15

Аннулированные разрешения 238 133 178 439 927 32

Добыча газа, млрд кубометров 3,7 7,6 12,1 17,8 25,3 32,5

Среднесуточная добыча на скважину,

тыс. кубометров8 12 16 23 27 32

Добыча конденсата, тыс. баррелей 187,9 319,5 196,7 487,4 672,7 1113,9

Добыча нефти, тыс. баррелей 41,7 364 20,7 49,2 0,2

Источник: Pennsylvania Department of Environmental Protection

Особенности технологии гидроразрыва и сланцевой породы делают неразумной консервацию скважин после проведения фрэкинга, поскольку существенно уменьшают начальный дебет и объемы отдачи газа из таких скважин (газ попросту уйдет через трещины в породе).

Еще одно преимущество Marcellus, которое предопределило сохранение высоких темпов бурения – наличие участков с запасами жирного газа. Добыча конденсата в 2012 году составила около 1,8 млн баррелей против 0,7 млн в 2011-м. Правда, добыча нефти существенно обвалилась с 0,4 млн баррелей до 50 тыс. Официальные органы не ведут статистику добычи NGL, но в 2012 году только один Chesapeak добыл 1,7 млн бнэ NGL, то есть столько же, сколько сланцевой нефти и конденсата добыто во всей Пенсильвании.

Но и несмотря на это, экономика добычи на примере Chesapeak не выглядит слишком привлекательно. За три года компания инвестировала в бурение на Marcellus 3,7 млрд долл., при этом выручка от продаж углеводородов в регионе составила всего 1,7 млрд долл. Отметим также, что в Пенсильвании достаточно высока стоимость строительства скважин – 6,8 млн долл. на единицу, если брать опыт Chesapeak.

На встрече с инвесторами руководство Chesapeak признало, что обеспечить 15%-ю норму доходности на вложенный капитал для Haynesville можно только при цене выше 170 долл. за тыс. кубометров, а на Barnett – 206 долл. Таких цен в США не было по-следние 4 года.

Но возникает вопрос, почему в США добыча сланцевого газа продолжала расти внушительными темпами (почти на 200 млрд кубометров за те же 4 года),



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


а компании инвестировали значительные деньги, имея очевидные проблемы с возвратом вложений.

Показатели* Chesapeak Energy на Marcellus

2010 2011 2012 ВсегоДобыча газа, млрд кубометров 2 7,3 5,8 15,1Добыча нефти и конденсата, млн баррелей 0,2 0,3 0,5 1Добыча NGL, млн бнэ 0,3 1,2 1,7 3,2Выручка от продаж, млрд долл. 0,54 0,54 0,61 1,7Пробуренные скважины, шт. 135 142 264 541Инвестиции в бурение, млрд долл. 0,4 1,5 1,8 3,7

* без учета миноритарных партнеров Источник: Chesapeak

Ответ на него комплексный. Во-первых, добычу сланцевого газа сложно прогно-зировать и регулировать в соответствии с потребностями рынка. Если на обычном месторождении можно легко снизить добычу за счет консервации скважин, то в случае со сланцевыми месторождениями это, как правило, невозможно. На время вывести из эксплуатации добывающую скважину (после проведения фрэкинга) бессмысленно, поскольку это приведет к потере ресурса. Можно лишь отложить ввод пробуренных, но еще не подвергавшихся фрэкингу скважин, что и произошло на Marcellus в 2012 году. Снижение объемов бурения в 2011-2012 годах отчасти было компенсировано вводом в строй пробуренных в период бурильного бума, но еще незаконченных скважин. Кроме того, компании стали более рачительно подходить к выбору участков для бурения, пред-почитая так называемые «лакомые кусочки» (sweet spots).

К чему это приведет в ближайшее время? По мере исчерпания самых привлекатель-ных участков начнет снижаться эффективность бурения. Кроме того, в течение ближай-шего года скажется уменьшение объемов бурения на Barnett, Fayetteville и Haynesville. Весьма вероятно, что все три залежи будут демонстрировать падение добычи от года к году. Добыча на Marcellus, а также на нефтеносных Eagle Ford и Bakken продолжит расти, но в Пенсильвании темпы роста уменьшатся, а добыча попутного газа будет сдерживаться отсутствием инфраструктуры по утилизации газа в Северной Дакоте и низкой ценой на газ в Техасе.

Во-вторых, экономика процесса разработки сланцевых запасов поддерживалась рынком активов. С одной стороны, добывающие компании были обязаны бурить на арендованных территориях, чтобы не потерять права на участки и не платить за аренду впустую. С другой, они были заложниками обязательств перед финансовыми организа-циями и прямыми инвесторами, которые кредитовали и вкладывали средства в капитал. Кроме того, в процессе разработки сланцевых месторождений, особенно в Арканзасе, на севере Луизианы и в других новых районах добычи, приходилось брать на себя обя-зательства по загрузке новых газотранспортных мощностей. К примеру, купленная BHP Billiton компания Petrohawk должна обеспечивать загрузку газопровода, построенного совместно с газотранспортным концерном Kinder Morgan от месторождения Haynesville, до 2015 года в объемах 6,7 млрд кубометров в 2012-м, 9,2 млрд – в 2013-м и 10,2 млрд – в



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


2014-м, или же уплатить транспортный тариф (ship or pay). Аналогичные обязательства есть и у остальных производителей.

В-третьих, вместе со сланцевой лихорадкой бурно рос рынок сланцевых активов. Сначала на волне успеха в развитии добычи и в условиях относительно высоких цен на газ на рынок вышли крупные корпорации, американские и иностранные. ExxonMobil приобрел одного из крупнейших производителей сланцевого газа – техасскую XTO Energy за 40 млрд долл., активы приобрели ConocoPhilips, Chevron, BP, Statoil, Eni, Shell, BHP Billiton и другие. Total стала партнером Chesapeak в разработке Barnett shale. После падения цен на газ началась вторая волна привлечения инвесторов, на этот раз в основном китайских и японских.

Всего, по данным EIA на март 2013 года, с 2008 года были заключены сделки по слан-цевым активам на сумму более 133 млрд долл. (деньги и обязательства по финансиро-ванию буровых работ мажоритарного партнера). Из них 20% пришлось на иностранные инвестиции, в том числе около 8 млрд долл. в Marcellus, около 3 млрд долл. – в Barnett и 1,5 млрд – в Haynesville (50%).

Международные инвестиции в сланцевые проекты в США (2008-2012 годы, млрд долларов)

Источник: EIA

2.3. Затраты на экологию

Говоря об экономике сланцевого газа, важно представлять не только нынешнюю структуру расходов, но и их перспективы. Очень популярна точка зрения о том, что технологии добычи будут совершенствоваться, а, следовательно, затраты на проекты сокращаться. Однако у производителей сланцевого газа в США могут возникнуть и новые расходы. Это прежде всего связано с экологической проблематикой. Дело в том, что в США действует пионерская модель бизнеса: если ты начинаешь прорывной, новый бизнес, то на страте регуляторы закрывают глаза на ряд моментов, позволяя тебе раз-виваться. В случае с производством сланцевого газа существенным фактором экономии стала экологическая составляющая. Добыча сланцевого газа несет в себе существенные



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


экологические риски. Но эта угроза на начальном этапе не бралась во внимание. Однако по мере расширения добычи и приближения ее к крупным городам ситуация начинает резко меняться. Появляются общественные организации, которые требуют прекратить добычу сланцевого газа. Особенно активны они в штате Пенсильвания, где находится довольно много крупных населенных пунктов.

Главная поднимаемая сегодня экологическая проблема – использование химических реагентов, добавляемых в воду при гидроразрыве пласта. Если добыча ведется рядом с крупными городскими агломерациями, то появляется серьезный риск попадания опасных химических реагентов в питьевые коллекторы.

Не стоит также забывать, что и общий расход воды при добыче сланцевого газа огро-мен. На одну скважину приходится тратить не менее 10-20 тысяч тонн воды, а бурить приходится огромное количество скважин – в среднем ежегодно в США бурится порядка 25 тыс. скважин по сланцевым проектам. На горизонтальную скважину расходуется воды примерно в сто газ больше чем на вертикальную.

Вода является одной из самых проблемных тем с точки зрения экологии. Тем более что нехватка воды постепенно становится одним из наиболее драматичных сюжетов по теме дефицита ресурсов на планете. Возникает вопрос о том, что сланцевые технологии забирают слишком больше количество пресной воды.

Расходы воды на скважину при разработке сланцевого газа

Месторождение Расход воды (тыс. тонн)

Eagle Ford 18,5

Marcellus 21,2

Barnett 10,6

Niobrara 16,3

Источник: Chesapeake Energy

Производители сланцевого газа уверяют, что они уже в конце этого десятилетия смогут найти замену гидроразрыву. Очень популярна тема использования воздуха и перехода на аэроразрыв пласта. Кроме экологического фактора это позволило бы серьезно снизить производственные затраты. Однако опрошенные нами представители западных сервис-ных компаний честно признают, что пока замена гидроразрыва на аэроразрыв выглядит скорее научной фантастикой, нежели реальностью. Также активно идет попытка найти замену воде в виде сжиженных газов – скажем, идут эксперименты с применением гелия и пропана для фрэкинга. Однако это еще более дорогая технология, нежели гидроразрыв. При этом американские и канадские фирмы, использующие гелий или жидкий пропан, предпочитают говорить о том, что они избавляются от воды и снижают экологический след сланцевых проектов. Но совершенно умалчивают про ухудшение экономики. Что только подтверждает мысль о том, что экологический фактор будет приводить к росту капитальных и операционных затрат по сланцевым проектам.

Изменение общественного мнения и расширение антисланцевых настроений на-глядно видно по американскому кинематографу, тонко чувствующему политическую конъюнктуру. Первой ласточкой был документальный фильм Gasland («Земля газа») Джоша Фокса, который даже был номинирован на премию «Оскар» в 2010 году. Но теперь начинают сниматься и художественные фильмы об опасности сланцевого газа. Так, в 2013 году на экраны вышел фильм Promised Land («Земля Обетованная») Мэтта



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Дэймона и Гаса Ван Сента. История происходит в маленьком американском городке, куда приезжает Стив (его играет Мэтт Дэймон), представитель крупного энергетиче-ского концерна. Его задача – поиск новых территорий под эксплуатацию сланцевого газа и получение доверия местного населения. В процессе работы он понимает, что рекламируемые им технологии несут разрушительные экологические последствия, и переходит на строну борцов с ними. Этот фильм вызвал горячую поддержку крупных экологических организаций вроде Greenpeace, которые готовятся к масштабной борьбе с производителями сланцевого газа.

Таким образом, производители сланцевого газа неизбежно будут нести дополни-тельные затраты, связанные с экологическими мероприятиями и работой с местными гражданскими активистами, которые все более агрессивно выступают против добычи сланцевого газа. Более того, сланцевый газ может сгенерировать пока еще только пред-полагаемые риски. Так, российские геологи в интервью говорят о риске провалов и об-валов. Ведь гидроразрыв пласта создает целую систему трещин в породе на огромных расстояниях. Если на этих территориях будут проходить землетрясения, то может возник-нуть кумулятивный эффект, который приведет к совершено чудовищным последствиям вроде обвала зданий в крупных городах. Если произойдет такая катастрофа, речь может идти уже не о дополнительных издержках, а, скорее, о полной остановке производства сланцевого газа в США. Впрочем, геологи пока говорят о таком сценарии как о гипотезе.

Есть и другие, менее известные экологические угрозы, связанные с добычей сланце-вого газа. Так, многие месторождения сланцевого газа имеют более сложный состав газа, чем, скажем, российские месторождения в Ямало-Ненецком округе. В ряде американских месторождений в составе газа содержится сероводород, а также радиоактивный радон.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


3. ПРОЕКТЫ ПО ЭКСПОРТУ ГАЗА ИЗ СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ

Одним из самых горячих вопросов, порожденных изменениями на американском рынке газа, является тема организации экспортных поставок СПГ из США. В

Соединенных Штатах вообще до сих пор действует один из первых в мире заводов по производству СПГ на Аляске, который исправно поставляет небольшие объемы 1-2 млрд кубометров в год в Японию по очень привлекательной цене. Поэтому с самого начала вопрос не стоял, быть или не быть США экспортерами сжиженного газа. Главное, каков реальный потенциал поставок американского СПГ на мировые рынки, какую роль он будет играть для глобального баланса газа и зачем Соединенные Штаты, которые всегда очень рачительно относились к национальным сырьевым ресурсам, вдруг с энтузиазмом примеривают на себя личину экспортера сырья.

Рассматривать в качестве побудительного мотива Вашингтона желание заработать деньги за счет экспорта газа (что характерно для обычных экспортеров) не совсем правильно. Конечно, каждый отдельный инвестор, подавший заявку на строительство мощностей, рассчитывает окупить вложения и получить прибыль, но масштабы экспорта зависят не от частной инициативы, а от того, какое решение примет руководство страны.

С нашей точки зрения, у развития индустрии экспорта американского сжиженного газа может быть две подоплеки:

Чисто экономическая – сделать более ликвидным свой внутренний рынок, чтобы иметь возможность утилизировать излишки добычи, поддерживая цены на приемлемом уровне для производителей и потребителей.

Геополитическая – возможность увеличить влияние США на другие страны, как импортеров, так и экспортеров газа. Иметь ресурсы для того, чтобы поддержать со-юзников, и оказать дополнительное давление на оппонентов в острые моменты. Опыт 2009-2010 годов, когда предназначенные для американского рынка объемы СПГ из Катара были частично перенаправлены в ЕС и усилили негативные для традиционных поставщиков кризисные тенденции на рынке газа, показал, что этот инструмент может быть очень эффективным для достижения политических целей.

В то же время ситуация на рынке газа в Северной Америке не столь однозначная, а геологические, экономические, политические, экологические и социальные риски увеличения добычи сланцевого и других видов трудноизвлекаемого газа на экспорт достаточно велики.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


3.1 Основания для развития экспорта СПГ из США

Главным основанием под экспортную программу Соединенных Штатов является мнение о том, что, располагая солидными запасами сланцевого газа и мощностями для его добычи, американцы могут производить больше газа, чем потребляют. В качестве доказательства приводятся цифры о том, что ресурсов сланцевых залежей хватит на 100 и более лет добычи, соответственно, нет никаких проблем с тем, чтобы часть до-бываемых объемов экспортировать на внешние рынки.

Как уже отмечалось, в настоящее время США остаются не только нетто-импортером газа (и достаточно крупным – около 43 млрд кубометров газа в 2012 году, то есть боль-ше, чем Китай). В среднем за последние 5 лет импорт газа в США снижался на 8 млрд кубометров ежегодно, а экспорт в Мексику и Канаду рос в среднем на 4 млрд кубометров в год. Если в среднесрочной перспективе тренд сохранится, то Соединенные Штаты должны превратиться в нетто-экспортера уже в 2016 году. Это, если добыча будет расти такими же темпами, а спрос так же отставать. Но практика показывает, что на волне низких цен рост спроса начинает опережать динамику в сфере предложения.

Официальный прогноз EIA (Annual Energy Outlook 2013) предлагает следующую картину. До 2015 года добыча в Соединенных Штатах расти не будет, однако благодаря снижению спроса внутри страны по сравнению с 2012 годом на 9 млрд кубометров умень-шится чистый импорт – за счет падения поставок по трубе из Канады и роста экспорта в Мексику. Вместе с тем, по нашему мнению, причин для падения потребления газа в США в ближайшее время нет (при условии сохранения уровня добычи). За последние 10 лет спрос стабильно увеличивался, за исключением кризисного 2009 года. Сейчас же в стране сохраняется очень комфортная ценовая конъюнктура, и даже рост цены на 50% (до 4 долл. за млн БТЕ или 145 долл. за тыс. кубометров) не изменит ситуацию фундаментально.

Прогнозный баланс газа в США, млрд кубометров

2010 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Добыча 606 680 682 756 810 847 890 940 Потребление 674 725 716 745 762 782 813 836 Чистый импорт/экспорт 74 49 40 -3 -45 -59 -72 -101 Труба 63 45 36 4 -15 -19 -31 -60 СПГ 11 4 4 -7 -30 -40 -41 -41


В 2015-2020 годах EIA прогнозирует новый взлет добычи газа (+75 млрд кубометров), а в течение следующего 10-летия еще на 90 млрд кубометров. В то же время спрос на газ, по мнению экспертов управления энергетической информации, вырастет всего на 50 и 40 млрд кубометров соответственно.

Именно на этой оценке существенного опережения роста добычи внутренних потреб-ностей и базируется официальный американский прогноз, что к 2020 году США станут нетто-экспортером газа, а к 2030 году будут поставлять на рынки Канады и Мексики 20 млрд кубометров чистых экспортных объемов, а на мировые рынки – 40 млрд кубо-метров газа в виде СПГ (около 30 млн т).



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Какие выводы можно сделать из официального прогноза развития американского рынка?

Во-первых, к 2020 году США планируют существенно снизить импорт трубопровод-ного газа из Канады и нарастить экспорт по трубе в Мексику. В последние пару лет эти процессы шли параллельно. Но масштабы падения чистого импорта Канады были выше из-за дефицита мощностей по приему газа из США в Мексику. Сейчас строятся несколько новых газопроводов на территории Мексики, которые позволят увеличить импорт с севера вдвое – с 17 до 33 млрд кубометров к 2015 году. А для того, чтобы стать нетто-экспортером трубопроводного газа, США нужно всего лишь увеличить поставки в Мексику на 20 млрд кубометров, снизив на столько же импорт из Канады. Это вполне реальная задача, учитывая проекты по развитию газовой торговли США с Мексикой и расширение газовой сети в этой стране.

С одной стороны, это приведет к тому, что возможности для сбыта американского газа на юге в Техасе/Луизиане вырастут, увеличивая конкуренцию за ресурсы сланцевых залежей, расположенных в этом регионе (прежде всего, Barnett, Eagle Ford, Haynesville и Fayetteville).

С другой, если официальный прогноз по добыче газа окажется чересчур оптимистич-ным, то три группы потребителей будут конкурировать за доступ к поставкам газа – вну-тренние потребители, мексиканские импортеры и потенциальные производители СПГ в Мексиканском заливе. Эффект будет простой – резкий рост цен на газ, который скажется прежде всего на американских потребителях и отчасти на Мексике, поскольку произво-дители СПГ имеют возможность транслировать рост цен на сырье своим зарубежным покупателям. Попросту говоря, «болевой» порог от роста цен для американцев будет гораздо ниже, чем для владельцев СПГ-заводов.

Кроме того, хотя рост цен будет включать рыночные механизмы, увеличение инве-стиций в бурение, нельзя исключать сценария, что через 10-15 лет могут сказаться огра-ничения со стороны ресурсной базы. И тогда может встать вопрос, кому достанется газ.

Во-вторых, именно поэтому, несмотря на активную риторику по поводу превращения в экспортера СПГ со стороны экспертов, конгрессменов и даже президента Обамы, Вашингтон медлит с принятием политического решения о санкционировании строи-тельства заводов по сжижению. В 2011 году разрешение на экспорт за пределы стран, имеющих с США соглашение о свободной торговле, получил только один проект – Sabine Pass. В середине мая 2013 года департамент по энергетике США выдал еще одно раз-решение на экспорт до 14 млрд кубометров газа в год, из которых можно произвести около 9 млн т СПГ.

Судя по косвенным признакам, окончательное решение будет позитивным для достаточно ограниченного круга проектов. В пользу этого свидетельствует и прогноз EIA по объемам чистого экспорта СПГ (всего 30 млн т в 2030 году), притом что мощ-ности уже одобренного терминала, который должен быть полностью введен в строй к 2020 году, рассчитаны на 16 млн т в год.

В-третьих, отказ от импорта трубопроводного газа из Канады открывает возможности для реализации проектов по экспорту СПГ из этой страны. Однако падение собственной добычи традиционного газа и необходимость инвестировать в разработку новых ресур-сов (сланцевого и трудноизвлекаемого газа) делают процесс более сложным, нежели простая переориентация объемов с американского рынка на рынок СПГ.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


3.2 Процедура одобрения экспорта газа из США и обзор заявленных проектов по экспорту СПГ

Согласно закону о природном газе США (Natural Gas Act), компания, намеренная экспортировать природный газ, должна получить разрешение главы департамента энер-гетики. Выдача разрешения на поставки газа в страны, которые имеют с Соединенными Штатами соглашение о свободной торговле (FTA), происходит незамедлительно и без проведения процедуры анализа на соответствие проекта общественному интересу. К та-ковым странам относятся Австралия, Бахрейн, Канада, Чили, Колумбия, Доминиканская Республика, Эль Сальвадор, Гватемала, Гондурас, Иордания, Мексика, Марокко, Никарагуа, Оман, Панама, Перу, Республика Корея, Сингапур, а также Израиль и Коста-Рика. В этой связи проекты экспорта газопроводного газа в Канаду и Мексику не имеют проблем с регулирующими органами.

Желающие продавать газ не только в страны FTA, а это касается почти всех потен-циальных экспортеров газа, подают заявку в департамент, который объявляет о сборе комментариев и отзывов от всех заинтересованных сторон. По итогам всестороннего анализа принимается решение о выдаче безусловного разрешения, разрешения с до-полнительными условиями или отказе.

Решение принимается на основе анализа соответствия экспорта газа следующим основным критериям:

• Внутренняя потребность в объемах газа, предлагаемых на экспорт• Обеспеченность внутренних поставок• Энергетическая безопасность США• Влияние на экономику США и внутренние цены на газ• Международные аспекты• Экологические аспектыОтметим, что по заказу департамента EIA и частная консалтинговая группа NERA

подготовили два доклада, которые касались влияния экспорта СПГ на внутренние цены и на макроэкономические показатели США соответственно.

Основной вывод исследования EIA в том, что значительные объемы экспорта СПГ из США приведут к росту цен, снижению внутреннего спроса и увеличению объ-емов импорта из Канады, но в то же время к наращиванию добычи. Управление рассматривало несколько сценариев, в зависимости от коэффициента извлечения газа из сланцев, темпов экономического роста, скорости наращивания и предельных объ-емов экспорта.

В отчете NERA говорится, что экспорт СПГ возможен только в условиях высокого мирового спроса на газ и/или низкой себестоимости американского газа (высоких уров-ней отдачи сланцевых залежей). Кроме того, цены на газ в США никогда не вырастут до уровня цен на внешних рынках, где действует нефтяная привязка, но при этом за счет увеличения предложения будут способствовать снижению цен на газ в других регионах. А экспорт принесет выгоды экономике Соединенных Штатов за счет дополнительной выручки от экспорта (10-30 млрд долл. в год) и необходимости наращивать добычу для снабжения заводов по сжижению.

Однако для того, чтобы начать строительство завода, необходимо получение разрешения Федеральной комиссии по энергетическому регулированию (FERC).



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


На сегодняшний день в FERC поданы заявки на строительство 12 заводов на 121 млн т, из них 8 на 96 млн т на побережье Мексиканского залива и по два на Восточном (8,7 млн т) и Западном (16,4 млн т) побережьях.

Кроме того, еще 6 заводов рассматриваются как потенциальные проекты на 62 млн т на берегу Мексиканского залива и один – самый крупный на 24 млн т – в водах Мексиканского залива в зоне юрисдикции Береговой охраны. Итого 207 млн т СПГ в год, что эквивалентно 286 млрд кубометров природного газа.

В то же время в DOE поданы ходатайства на разрешение экспорта СПГ из термина-лов в районе Мексиканского залива (включая глубоководный) в объеме 180 млн т в год, около 12 млн т с СПГ-заводов на Восточном побережье и 30 млн т – на Западном. Еще две компании подали заявки на экспорт 1,1 млн т в общей сложности в Атлантическом бассейне без привязки к конкретному производственному терминалу. При этом только четыре заявки были поданы на разрешение на экспорт только в страны FTA. Таким об-разом, 207 млн т из 222 млн предлагается экспортировать без ограничений по стране назначения.

Как уже отмечалось, все заявки на экспорт в страны FTA были удовлетворены в пол-ном объеме. И хотя заявки на поставки в страны non-FTA поданы отдельно, департамент энергетики рассматривает лишь вопрос о расширении выданных разрешений, а не об увеличении объемов экспорта.

Следует отметить, что большинство мощностей по сжижению планируется построить в рамках развития простаивающих ныне проектов по регазификации.

Проекты по сжижению и поданные заявки на экспорт

Терминал Инвестор Объемы экспорта в страны FTA*

Объемы экспорта в

страны non-FTA*

Решение департамента энергетики США

Мексиканский залив

Sabine Pass (Луизиана)

Cheniere- Sabine Pass LNG 16 16

Одобрен экспорт не более 16 млн т в год в страны FTA и non-FTA.

Терминал строится.

Sabine Pass (Луизиана)

Sabine Pass Liquefaction 2+1,8 2+1,8

Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non-FTA рассматривается.

Расширение терминала предложено в FERC

Corpus Christi LNG (Техас) Cheniere 13,6 13,6


Строительство завода по сжижению предложено

в FERC

Freeport LNG (Техас) Freeport LNG 9+9 9+9

Одобрен экспорт в страны FTA. 16 мая

одобрена 1 заявка на экспорт в страны non-FTA до 9 млн т в год.


в FERC



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С






Lake Charles Terminal (Луизиана)

Southern Union – Trunkline LNG 15 15



в FERC

Hackberry (Луизиана)

Cameron LNG 12 12



в FERC

Lavaca Bay (Техас)Excelerate

Liquefaction 10 10



в FERC

Magnolia LNG Луизиана Magnolia LNG 4 -

Одобрен экспорт в страны FTA.


в FERC

Plaquemines Parish (Луизиана)

CE FLNG 8 8



в FERC

Brownsville (Техас) Gulf Coast LNG Export 18 18

Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non-FTA рассматривается. Определена площадка

под строительство завода СПГ

Pascaguola (Миссисипи)

Gulf LNG Liquefaction 11,5 11,5



Golden Pass (Техас) ExxonMobil- Golden Pass 15,6 15,6





АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С






Cameron Parish (Луизиана) Waller LNG Services 1,25 -

Одобрен экспорт в страны FTA. Определена

площадка под строительство завода

СПГ

South Texas LNG (Техас) Pangea LNG 8 8



Cameron Parish (Луизиана) Gasfin Development 1,5 -

Одобрен экспорт в страны FTA. Определена

площадка под строительство завода

СПГ

Gulf of Mexico* Main Pass, Freeport-McMoRan 24 24 Одобрен экспорт в

страны FTA Восточное побережье

Cove Poin (Мериленд)

Dominion Cove Point LNG 7,8 (1) 7,8 (1)



в FERC

Elba Island(Джорджия)

Southern LNG Company 4 (1) 4 (1)



в FERCЗападное побережье

Astoria (Орегон) Oregon LNG 9,6 9,6



в FERC

Coos Bay (Орегон) Jordan Cove Energy Project 12,3 (1) 8,3 (1)



в FERCБез привязки к СПГ-терминалу

SB Power Solution 0,8 (1) - Одобрен экспорт в страны FTA.

Carib Energy 0,25 0,06

Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non-FTA рассматривается

Источник: DOE, FERC, данные компаний



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


3.3 Оценка экономики проектов по производству СПГ

Единственный проект, давно получивший авторизацию на экспорт 16 млн т в год в страны, не имеющие соглашения о свободной торговле с США (non-FTA), а также раз-решение на строительство завода от FERC – Sabine Pass Liquefaction Project.

Инвестиционное решение принято по строительству четырех линий завода, способных производить до 4,5 млн т в год (изначально планировалось до 4 млн т). Необходимые инвестиции в строительство первых двух линий, а также выкуп и перепрофилирование газопровода Creole Traile (строился для поставок газа с регазификационного терминала Sabine Pass в ГТС) составляют 6,5 млрд долл., в том числе 4,5 млрд долл. – заемные средства, 2 млрд долл. – вклад акционеров в уставной капитал.

Линии 1 и 2 планируется запустить в 2015-2016 годах, 3-4 – в 2017-2018-х (по ним финансирование еще в процессе подготовки).

Контракты на все 16 млн т в год, допущенных к экспорту властями, были подписаны до начала строительства. 7,9 млрд кубометров (5,7 млн т в год) законтрактовала в свой портфель британская BG и по 5,1 млрд кубометров (3,7 млн т) испанская Gas Natural, корейская Kogas и индийская GAIL.

Кроме того, Cheniere подписал еще два соглашения – на производство 2 млн т СПГ в год с Total и 1,8 млн т с британской Centrica, которые еще только предстоит одобрить департаменту энергетики. Поставки предполагаются в рамках строительства еще двух линий (5-й и 6-й).

По условиям договоров, покупатели оплачивают гарантированный тариф (бери или плати) за бронирование мощностей: 124 долл. за тонну – BG и Gas Natural, 149 долл. за тонну – Kogas и GAIL. И при этом сами обеспечивают покупку необходимого для про-изводства СПГ газа на рынке (толлинговая схема).

По оценке Cheniere, стоимость транспортировки СПГ до рынков в Центральной и Южной Америке составляет 37 долл. за тонну, в Европу – 62 долл., в Азию – 149 долл. Кроме того, стоимость расходуемого топлива оценивается в 17 долл. на тонну СПГ. Итого себестоимость при поставках в Америку может составлять Henry Hub + 178 долл. (203 долл.), в Европу – HH + 203 долл. (228 долл.), в Азию – HH + 290 долл. (315 долл.).

Себестоимость поставок СПГ c терминала Sabine Pass на различные рынки (для покупателей по долгосрочным контрактам)

Henry Hub, цена долл./млн БТЕ 3 4 5 6 7 8

Себестоимость при поставках в Латинскую Америку, долл./

тыс. кубометров260-278 298-319 343-361 384-403 426-444 467-485

Себестоимость при поставках в Европу, долл./тыс.

кубометров278-296 319-338 361-379 403-420 444-462 485-503

Себестоимость при поставках в Азию, долл./тыс. кубометров 341-359 383-410 424-439 466-484 507-525 548-566

Источник: Cheniere, расчеты ФНЭБ



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Фактически это означает, что будущие владельцы СПГ будут вынуждены покупать на 15% газа больше, чем получат на выходе из завода (потери при сжижении), а также оплачивать доставку газа до терминала (около 7 долл. за тыс. кубометров).

Цена газа в Японии при цене нефти Brent 100 долл. за баррель колеблется в пределах 560-580 долл. за тыс. кубометров, в Европе – в среднем по долгосрочным контрактам «Газпрома» – 380-400 долл. При таком спреде между АТР и Атлантикой весь американ-ский СПГ, не привязанный к конкретному рынку сбыта, будет стремиться на премиальный рынок, поскольку разница в себестоимости составляет всего 63 долл. за тыс. кубометров.

Вместе с тем СПГ, произведенный в рамках проекта Sabine Pass, становится непри-влекательным для поставок в Европу при повышении цены в HH свыше 5 долл. за млн БТЕ, поскольку не будет давать трейдеру даже 10% рентабельности. Для азиатского рынка порог рентабельности – 8 долл. за млн БТЕ, а чтобы трейдер имел приемлемую маржу, цена в HH должна быть выше 7 долл. за млн БТЕ.

Что касается привязки цены на СПГ к американскому хабу, то для инвесторов в стро-ительство завода она имеет двоякое значение. С одной стороны, она гарантирует до-бавленную стоимость вне зависимости от мировой конъюнктуры. Риски сужения спреда между ценой газа в Америке и других регионах (повышения цены в HH и снижения цен в Европе и Азии) несет на себе покупатель. Так же как и риски повышения стоимости фрахта и других накладных расходов. Акционеры Sabine Pass будут иметь 124 долл. c каждой тонны, поставленной BG и Gas Natural, и 149 долл. при продаже Kogas и GAIL. В общей сложности 2,26 млрд долл. выручки в год. Операционные расходы на первые четыре линии оцениваются в 700 млн долл. в год. То есть EBITDA от производства будет составлять около 1,5 млрд долл. в год. С другой стороны, производитель СПГ не будет иметь возможности получить премию от высоких цен на газ в той же Азии в условиях сохранения значительного спреда между стоимостью СПГ в АТР и котировками HH. Так трейдеры, законтрактовавшие объемы у Cheniere, при цене 4 долл. за млн БТЕ в НН и при сохранении цены в Азии на уровне 16 долл. за млн БТЕ будут получать маржу в раз-мере 180-200 долл. за тыс. кубометров (250-270 долл. за тонну). То есть втрое больше, чем заработок Sabine Pass в пересчете на тонну продукции.

В наиболее продвинутой стадии (кроме Sabine Pass) находятся проекты Freeport LNG и Cameron LNG в Мексиканском заливе, а также Dominion Cove Point Liquefaction (Восточное побережье), подписавшие предварительные соглашения на продажу СПГ и договорившиеся о привлечении иностранных партнеров к инвестированию.

Freeport LNG

Предполагается строительство трех линий производства СПГ по 4,4 млн т в год каждая. Размер прямых инвестиций оценивается в 10 млрд долл. При этом предварительные долгосрочные контракты на поставку СПГ подписаны на две первые линии – с Tokyo Gas и Chubu Electric (по первой) и ВР (по второй). Соглашения подписаны на условиях толлинга. То есть покупатели сами покупают газ на рынке, необходимый для производ-ства СПГ, обеспечивают его поставку и оплачивают услуги по сжижению. Если компания получит необходимые разрешения на экспорт в страны non-FTA и строительство завода до конца 2013 года, то планирует приступить к строительству в начале 2014 года и начать поставки СПГ в 2018 году. 16 мая DOE выдал проекту лицензию на экспорт до 9 млн т СПГ в любую страну, кроме тех, с которыми торговля запрещена, что соответствует проектной мощности двух линий. В то же время проекту завода СПГ еще предстоит получить разрешение на строительство от FERC.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Cameron LNG

Дочерняя компания Sempra Energy планирует три линии завода СПГ по 4,5 млн т в год каждая. Требуемые инвестиции – 6-7 млрд долл. Инициатор проекта намерен разделить риски по вложениям с будущими покупателями газа – Mitsui, Mitsubishi и GDF Suez, с которыми подписала соглашения о развитии проекта. По одному партнеру на каждую линию завода. Речь идет о совместном финансировании строительства и под-писании долгосрочных контрактов на закупку СПГ.

Предполагаемые сроки запуска – 2017 год.

Dominion Cove Point Liquefaction

Единственный на сегодняшний день проект, нацеленный на сжижение газа из круп-нейшей сланцевой залежи – Marcellus. Заявленная мощность – 5,25 млн т в год. Объемы СПГ забронированы в равных долях «дочкой» японской торгово-промышленной корпо-рации Sumitomo и индийской GAIL. Соглашения также подписаны на условиях толлинга. Предполагаемый срок начала поставок – 2017 год.

3.4 Оценка ресурсной базы, политических, экономических и социальных последствий экспорта СПГ

Итак, в США заявлены к реализации 25 проектов по производству СПГ общей мощ-ностью более 200 млн т в год (80% от объемов мирового производства сжиженного газа в 2012 году). Чтобы обеспечить такие мощности газом, потребуется более 330 млрд кубометров газа, из которых 14-16% будут потеряны в процессе сжижения. В среднем проекты по сжижению рассчитаны на 25 лет, то есть для их полной загрузки потребуется 8,2 трлн кубометров до 2040 года. Притом что доказанные запасы всего сланцевого газа в США составляют 2,6 трлн кубометров, а технически извлекаемые ресурсы оценива-ются в 8,6 трлн

Тем не менее это не мешает закладывать в официальный прогноз EIA до 2040 года рост добычи из сланцевых залежей до 470 млрд кубометров в год, а кумулятивную до-бычу в 2012-2040 гг. в размере 10,4 трлн кубометров сланцевого газа.

Реализация всех озвученных СПГ-проектов – невероятный сценарий. Вопрос в том, какое количество терминалов Соединенные Штаты могут себе позволить, исходя из прогнозного баланса. Один строящийся и три находящихся в наиболее продвинутом состоянии проекта рассчитаны на производство 53 млн т СПГ и потребуют примерно 85 млрд кубометров в год в качестве сырья или 2,2 трлн кубометров в течение 25 лет. Из них 76 млрд кубометров и 1,9 трлн кубометров соответственно в районе Мексиканского залива.

Как уже отмечалось, технически извлекаемые ресурсы основных сланцевых залежей, расположенных в зоне досягаемости экспортных терминалов в Мексиканском заливе (Barnett, Haynesville, Fayetteville, Woodford, Eagle Ford), оцениваются всего в 5,5 трлн кубометров. Даже если за 25-30 лет удастся извлечь хотя бы половину (что является высоким коэффициентом извлечения для сланцев), то на три завода уйдет 70% всей



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


добычи из этих сланцевых залежей, а для американского рынка останется в среднем всего 34 млрд кубометров газа в год.

При этом для эффективной разработки запасов сухого сланцевого газа в районе Мексиканского залива и Среднего Запада, без которых невозможно будет обеспечить такое перепроизводство газа в США, производителям нужны цены, превышающие 4,5-5 долл. за млн БТЕ. При такой цене на HH автоматически в качестве потенциального рынка сбыта отсекается Европа, где американскому СПГ будет сложно конкурировать с традиционным газом.

Вместе с тем появление к концу десятилетия на азиатском рынке 50 млн т американ-ского СПГ, что по срокам совпадет с выходом на проектную мощность в 60 млн т строя-щихся заводов в Австралии, будет оказывать давление на цены газа в АТР. Экономику этих проектов спасет только газовый бум на азиатских рынках, который будет либо опережать предложение, либо следовать за ним по пятам.

Аргументы для Вашингтона в пользу разрешения экспорта существенных объ-емов СПГ (а 50 млн т в год – это существенные объемы):

• Инвестиции в бурение сланцевых залежей, поддержание и наращивание уровня добычи, а также строительство мощностей по сжижению. Даже четыре завода СПГ потребуют вложения около 40 млрд долл.

• Увеличение устойчивости внутреннего рынка за счет появления еще одного ис-точника для утилизации газа в период низкого спроса или завышенного пред-ложения.

• Укрепление позиций Соединенных Штатов на мировом рынке газа. Возможность влиять на процессы, связанные с ценообразованием и безопасностью снабже-ния газом, оказывать поддержку импортерам и давление на экспортеров сырья.

Аргументы против:• Вероятное снижение объемов поставок на внутренний рынок и рост цен на газ

для американских потребителей, что приведет к росту счетов за энергию.• Снижение конкурентоспособности американских промышленных производите-

лей и одновременный рост в третьих странах с более дешевой рабочей силой.• Невозможность контролировать направления экспорта СПГ, который в резуль-

тате трейдинга может быть направлен в страны-конкуренты (например, Китай) вместо стран-союзников.

• Негативное влияние на экологию, учитывая вероятный переход части электро-станций на сжигание угля, а также увеличение интенсивности бурения и исполь-зования фрэкинга.

Задержка с принятием решений о выдаче разрешений на экспорт в страны non-FTA – лишнее подтверждение того, что аргументы противников увеличения экспорта СПГ весомы, а позиции сторонников уязвимы. Даже если DOE начнет принимать решения о выдаче разрешений на экспорт, процесс будет сдерживаться усилиями лоббистских организаций (промышленников и экологов), которые будут подавать апелляции и су-дебные иски.

На наш взгляд, Вашингтон примет сбалансированное решение, разрешив реа-лизацию еще нескольких проектов, но их задачей будет не наращивание чистого экспорта, а развитие системы арбитража между разными рынками и получение выгод от этого. То есть экспорт СПГ будет сопровождаться увеличением объемов им-порта сжиженного газа из других регионов, готовых поставлять топливо с привязкой к Henry Hub. Хотя сейчас таковых немного, но они есть. А по мере развития мощностей по сжижению США станут единственной страной, которая располагает равноценными



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


ресурсами по приему сжиженного газа и экспорту в зависимости от складывающейся конъюнктуры.

Еще один момент, свидетельствующий о том, что для США важнее создать види-мость превращения в крупного СПГ-экспортера, чем стать им – история с газовой программой на Аляске, где в последние годы добывается около 70 млрд кубометров ПНГ, но весь объем газа закачивается обратно в пласт для поддержания уровней от-дачи нефти. Если бы Вашингтону было важно стать экспортером СПГ, нужно просто санкционировать проекты заводов на Аляске на базе ПНГ.

3.5 Канадский СПГ

Еще один потенциальный источник поставок СПГ из Северной Америки на мировой рынок – Канада, где ведутся работы над тремя проектами в районе города Китимат на северо-западе страны. Все проекты разные по масштабам и принципам построения, но все три получили от канадского регулятора NEB разрешения на экспорт газа.

Первый самый маленький проект – BC LNG – реализует частный консорциум. Первая линия завода мощностью до 0,9 млн т должна быть запущена в конце 2013 – начале 2014 года, но окончательное инвестиционное решение еще не принято. Поэтому начало поставок состоится не ранее первой половины 2015 года.

Уникальность проекта в том, что он сочетает в себе модель толлинга (которую выбрали потенциальные производители СПГ в США) и модель продаж газа с привязкой к ценам на рынке сбыта. Более того, на закупку сырьевого газа и продажу СПГ коммерческий оператор проекта проводит взаимосвязанные аукционы среди сертифицированных по-ставщиков и покупателей.

Схема выглядит следующим образом. Оператор завода проводит тендер на поставку газа на завод и одновременно собирает заявки со стороны покупателей СПГ. С теми, кто предложил наименьшую цену газа и наивысшую цену СПГ, заключаются обязывающие соглашения купли-продажи. Кроме того, заблаговременно бронируются мощности на поставку газа от мест добычи до завода.

Предложенные проекты по производству СПГ в Канаде

Акционеры Объемы, млн т в год Срок Количество

линийНачало

поставок

British Columbia LNG

LNG Partners, Haisla Nation 1,8 20 лет 2

Линия 1 – 2015 г., линия

2 – 2016-2018 гг.

Kitimat LNG Apache, Chevron 10 20 лет 2Линия 1 –

2015 г., линия 2 – 2018 г.

LNG CanadaShell, Kogas,

Mitsubishi, PetroChina

24 20 2-3

Линия 1 (12 млн т) – 2019 г.,

последующие линии в

зависимости от ситуации на

рынке

Источник: NEB, данные компаний



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Учитывая небольшие размеры завода, BC LNG ориентируется на небольших произво-дителей газа в Альберте и Британской Колумбии. На случай недостаточного количества заявок на аукционе компания заключила контракт с балансирующим поставщиком и балансирующим потребителем на весь объем газа. В начале 2013 года оператор про-екта подписал такой контракт на 700 тыс. т в год (12 грузов) с акционером проекта LNG Partners, зафрахтовав газовоз у компании Golar LNG. Не удалось привлечь в пилотный проект и производителей газа, контракт на поставку газа для завода взяла на себя трейдинговая компания Tenaska, которая реализует на североамериканском рынке (в основном в США) 60 млрд кубометров в год. При этом BC LNG располагает разрешением на экспорт 1,8 млн т СПГ в год.

Предварительная стоимость первой линии завода составляла 400 млн долл., но сейчас пересматривается.

Kitimat LNG

Второй канадский проект, получивший разрешение на экспорт, был задуман неболь-шими производителями газа в Северной Америке – Apache (40%), EOG и Encana (по 30%) – на базе ресурсов сланцевого и трудноизвлекаемого газа в Британской Колумбии. Компании получили разрешение на экспорт 10 млн т СПГ в течение 20 лет.

Совладельцы терминала взяли на себя обязательства обеспечивать загрузку его мощ-ностей как минимум на 80% в течение 20 лет действия лицензии. Необходимые объемы поставок составляли 289 млрд кубометров, из них 116 млрд кубометров (5,8 млрд в год) должен был поставить Apache и по 87 млрд кубометров (4,4 млрд в год) – EOG и Encana.

Apache прогнозировал, что сможет обеспечивать добычу 8-13 млрд кубометров в год в Британской Колумбии, EOG – 5-8 млрд кубометров, а Encana (в Альберте и БК) – 15-32 млрд кубометров.

Для поставок газа на завод партнеры договорились построить газопровод протя-женностью 460 км, мощностью 15 млрд кубометров в год и стоимостью 1,1 млрд долл. Стоимость самого завода при этом оценивалась в 5 млрд долл., а вложения в разведку и добычу ресурсов – до 9 млрд долл.

Участники проекта планировали самостоятельно продавать СПГ на рынке по долго-срочным контрактам с нефтяной привязкой.

Однако в конце 2012 года было объявлено о преобразовании структуры акционеров проекта. К проекту присоединился Chevron, который выкупил у EOG и Encana доли в проекте, продав затем 10% Apache. В свою очередь, Apache продал новому партнеру 50% права разработки перспективной сланцевой залежи Liard, а также долю в сланце-вой залежи Horn River (Chevron выкупил доли EOG и Encana в upstream в Британской Колумбии).

В соответствии с соглашением Apache останется оператором добычи в рамках со-вместного предприятия, а Chevron будет отвечать за завод СПГ и маркетинг газа.

Именно сложности с поиском покупателей на СПГ в АТР, с помощью которых рассчи-тывали снизить цены и привязать их не к нефти, а к американским спотовым котировкам, и привели к изменению состава.

Еще один фактор – бурение Apache сверхудачной скважины на сланцевой залежи Liard, которая показала очень хороший начальный приток газа 600 тыс. кубометров в сутки, сопоставимый с показателями Haynesville. Месторождения похожи. Значительная



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


глубина залегания и повышенное пластовое давление. Apache оценил извлекаемые ресурсы в залежи в 1,2 трлн кубометров газа. Впрочем, цена, которую Chevron заплатил за 50% запасов залежи, – 550 млн долл. (или 90 центов за тыс. кубометров ресурсов) – достаточно умеренная, что может свидетельствовать о том, что продавец завысил оценку.

Сроки принятия окончательного инвестиционного решения не озвучены. Скорее всего, начало поставок будет перенесено на 1-2 года.

Отметим также, что Chevron является оператором нескольких крупных СПГ-проектов в Австралии, которые ориентированы на азиатский рынок и должны выйти на проектную мощность в 2016-2017 годах. Поэтому нельзя исключать, что реализация Kitimat LNG притормозится для того, чтобы снизить давление на цены в АТР.

LNG Canada

Наконец, третий СПГ-проект – LNG Canada, лишь в феврале получивший разрешение на экспорт 24 млн т сжиженного газа в год, реализует консорциум во главе с Shell (40%), которая сразу пошла по пути привлечения в проект крупных покупателей. Партнерами являются корейская Kogas, японская Mitsubishi и китайская PetroChina (по 20%).

В то же время источники поставки газа на завод пока не определены. Будут ли пар-тнеры искать варианты для самостоятельного развития добычи или попробуют контрак-товать газ на рынке у других производителей, пока не решено.

Хотя соглашение с «дочкой» Transcanada, которая должна обеспечить строительство необходимых мощностей по доставке газа из газоносных районов Британской Колумбии и Альберты стоимостью 4 млрд долл., уже подписано.

Общая стоимость первой очереди проекта оценивается в 10-15 млрд долл. без учета вложений в добычу.

Каждый участник консорциума сможет распоряжаться своей долей СПГ пропорциональ-но участию в совместном предприятии (Shell – 4,8-9,6 млн т, остальные – 2,4-4,8 млн т).

По нашим оценкам, себестоимость транспортировки и сжижения газа в Канаде бу-дет выше, чем в Мексиканском заливе, примерно в 1,5-2 раза – 160-220 долл. за тыс. кубометров, стоимость доставки газа до рынков в АТР значительно ниже – 60-70 долл. Эффективность проектов будет упираться в себестоимость добычи и транспортировки газа на завод СПГ. Предельная цена газа на входе на завод при нынешней конъюнктуре цен в Азии – 5,5-6 долл. за млн БТЕ. Рентабельность добычи канадских сланцевых за-пасов при такой цене вызывает большие сомнения.

Вероятность того, что Канада станет крупным экспортером СПГ до конца де-сятилетия, невелика. В лучшем случае в 2020 году будет работать по одной линии каждого из трех проектов с общей производительностью 18 млн т



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


4. ЭКСПОРТ СЛАНЦЕВОЙ «РЕВОЛЮЦИИ»

В 2011 году американское EIA выпустило исследование потенциала сланцевого газа в мире, оценив технически извлекаемые ресурсы некоторых бассейнов в 32 странах

в 188 трлн кубометров – больше, чем все доказанные запасы природного газа в мире.

Доклад был подготовлен консалтинговой компанией Advanced Resources International по заказу EIA. Анализировались именно те страны, которые не имеют крупных запасов традиционного газа и/или существенно зависят от импорта газа из других стран. Поэтому ни Россия с Центральной Азией, ни Ближний Восток, ни Центральная Африка в доклад не попали.

Оцененные EIA сланцевые бассейны




АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


83% ресурсов, по версии авторов исследования, приходится на первую десятку стран, которую возглавляет Китай с 36 трлн кубометров (больше доказанных запасов «Газпрома»). В топ-10 также вошли все три страны Северной Америки, две из Южной Америки, три африканских страны и Австралия. Европейские сланцевые «богачи» – Польша и Франция, якобы обладающие 5 трлн кубометров сланцевого газа каждая, расположились следом.

Всего же на Европу (включая Украину и Турцию) исследование отводит 18,1 трлн ку-бометров технически извлекаемых ресурсов, то есть всего лишь на 25% меньше, чем в США. Таким образом, исходя из этой оценки, делается вывод не только о возможности, но и неизбежности экспорта американского опыта добычи газа из сланцевых залежей в Китай, Европу, Латинскую Америку и Южную Африку.

Напомним также, что впоследствии EIA была вынуждена снизить оценку ресурсов основных сланцевых залежей США (Marcellus и Haynesville) втрое, притом что степень изученности американских сланцев даже два года назад была в разы выше, чем в дру-гих странах мира. Поэтому можно говорить о том, что ресурсная база других регионов была переоценена на порядок.

4.1 Канада и Мексика

Считается, что наиболее легким окажется экспорт американского опыта по масштаб-ной добыче природного газа из сланцевых залежей в соседние страны – Канаду, прежде всего, и Мексику.

В исследовании EIA канадские ресурсы были оценены в 11 трлн кубометров. Позднее национальный регулятор в Канаде заявил, что ресурсная база несколько меньше – 2,5 трлн кубометров, из которых 90% находятся в бассейне Horn River провинции Британская Колумбия на западе страны. При этом на сланцевые ресурсы приходится почти 50% всех оставшихся ресурсов газа в Канаде.

Тем не менее ситуация на рынке такова, что новые проекты по добыче газа в Канаде экономически нерентабельны. Просто для того, чтобы остановить падение добычи в ближайшие годы, компаниям необходимо бурить по 2 тыс. скважин в год. Но имеющий место рост добычи в США, во-первых, снижает конкурентоспособность канадского газа на американском рынке, во-вторых, начинает теснить канадский газ в восточных про-винциях. Получается замкнутый круг. Для развития новых добычных проектов (в том числе сланцевых) в Канаде нужен рост спроса на газ в Северной Америке, рост цен до уровня более 5 долл. за млн БТЕ (180 долл. за тыс. кубометров) либо реализация вертикально интегрированных проектов по экспорту СПГ.

С другой стороны, рост цен на газ увеличит добычную активность и в США, а значит, более дорогой (в силу удаленности от рынков сбыта) канадский газ вновь будет про-игрывать конкуренцию. То есть в сухом остатке для развития сланцевого потенциала в Канаде нужен либо рост спроса в Северной Америке, опережающий возможности добычи в США, либо вертикально интегрированные СПГ-проекты, где издержки будут покры-ваться за счет реализации газа на экспортные рынки с премиальным ценообразованием.

В то же время, как уже отмечалось, СПГ-проекты в Канаде пока развиваются не очень динамично. Причем основные проблемы возникли именно в сфере поиска покупателей на канадский газ в АТР, где цены на сжиженный газ зашкаливают. Однако, понимая



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


ситуацию, в которой оказались канадские производители (они не могут вкладывать в до-бычу и производство СПГ), не имеющие контрактных гарантий со стороны покупателей, азиатские импортеры требуют в большей степени привязать цены к североамериканским спотовым хабам, что категорически не устраивает поставщиков.

Как минимум до 2020 года Канада не станет крупным экспортером СПГ, а значит, пер-спектива разработки ресурсов сланцевого газа в этой стране будет зависеть в большей степени от конъюнктуры рынка в Северной Америке. Но при этом канадский газ все равно будет дополнительным источником к американскому.

Кроме того, в Британской Колумбии в целом более суровые условия добычи и кли-матические ограничения (например, запрет на передвижение тяжелой техники в зимний период, что делает смену дислокации буровых установок зависимой от сезона), более строгое регулирование в отношении использования воды и фрэкинга.

Сланцевый потенциал в Мексике EIA оценивало почти вдвое выше, чем канадский, и почти вровень с американским – более 19 трлн кубометров технически извлекаемых ресурсов. При этом запасы газа в этой стране всего 400 млрд кубометров, а добыча, достигнув пика в 60 млрд кубометров, в последние годы демонстрирует быстрое сни-жение на фоне роста спроса. То есть, по идее, Мексика – идеальный вариант для экс-порта сланцевого опыта из США, за исключением двух «но». Во-первых, монопольный характер нефтегазового сектора в стране. Эксклюзивные права на разведку и добычу углеводородов у государственной PEMEX, что практически исключает приток частных инвестиций в отрасль. Во-вторых, дефицит водных ресурсов в стране, который делает проблематичным масштабное применение технологии гидроразрыва пласта.

Процесс разведки сланцевых запасов в стране начался, но идет медленными темпами. С 2011 года PEMEX, которая оценивает технически извлекаемые ресурсы в 8,4 трлн ку-бометров (в 2,5 раза меньше, чем EIA), пробурила менее десятка разведочных скважин в северных штатах на границе с США, после чего заявила, что сланцевая формация Eagle Ford, расположенная в Техасе, распространяется частично и на территорию Мексики.

Бурение одной скважины обошлось в 25 млн долл. Всего до конца 2015 года PEMEX планирует пробурить 175 скважин стоимостью 3,5 млрд долл. Даже при высоком уровне отдачи общая добыча сланцевого газа за три года вряд ли превысит 5-6 млрд кубометров.

Темпы разведочного бурения не позволяют рассчитывать на существенный рост до-бычи сланцевого газа в Мексике, притом что издержки здесь будут значительно выше, чем в Техасе (дефицит опыта, оборудования, инфраструктуры и инвестиций), а значит, будет сложно конкурировать с объемами американского газа, поступающего в Мексику.

4.2 Китай

Многие эксперты связывали распространение сланцевой индустрии именно с Китаем, который демонстрирует самые высокие темпы роста потребления газа в мире и вынуж-ден наращивать свою зависимость от импорта благодаря ограниченности собственных запасов традиционного газа.

Исследование EIA, объявившее КНР крупнейшей сланцевой державой в мире с ресурсами, в 1,5 раза превышающими американские, только подлило масла в огонь. Основные сланцевые бассейны расположены в центре страны (Сычуань) и на северо-западе (Таримский), где производится основной объем традиционного газа в Китае.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Госкомпания CNPC оценила ресурсы сланцевого газа в 31 трлн кубометров, а Министерство земли и ресурсов страны – в 25 трлн Правда, все существующие оценки сделаны методом экстраполяции на похожие американские залежи, что делает их не-надежным источником данных.

Тем не менее понятно, что Китай располагает значительными ресурсами сланцевого газа, которые подлежат активному изучению, разведке и добыче. Вопрос в скорости и масштабе этих процессов.

Но на сегодняшний день можно лишь констатировать, что китайские власти всерьез рассматривают возможность развития добычи газа из сланцевых формаций для удов-летворения растущего внутреннего спроса и подходят к этой теме системно.

В дополнение к 5-летнему плану Китая на 2011-2015 годы, в марте 2012 года Национальная комиссия по развитию и реформам, Министерство финансов, Министерство земли и ресурсов и Национальное энергетическое управление выпустили «План развития индустрии сланцевого газа до 2015 года». Документ предусматривает:

• Подготовку национального исследования по ресурсам и добыче сланцевого газа• Достижение уровня добычи 6,5 млрд кубометров в 2015 году• Разработку подходящих методов, технологий и оборудования для сланцевой ин-

дустрии• Установление технических стандартов, правил и регулирования для всех стадий

оценки, сертификации, тестирования, разведки и добычи сланцевых ресурсов, а также экологических требований

Кроме того, в плане намечена базовая программа мер государственного стимулиро-вания сланцевой индустрии, часть из которых уже воплощена в жизнь. В частности, в конце 2011 года Министерство земли и ресурсов выделило сланцевый газ в отдельную категорию минеральных ресурсов, что позволяет разработать для него специальный ре-жим регулирования (отличный от очень жесткого подхода к добыче обычного газа, куда, например, не допускаются иностранные инвесторы). Впоследствии «сланцевый газ» был включен в каталог по иностранным инвестициям в категории, поощряющей иностранное участие и создание совместных предприятий, в том числе за счет налоговых преференций.

В рамках плана государство также намерено увеличить инвестиции в оценку сланце-вых ресурсов, поддерживать технологические инновации, связанные с этой индустрией, предоставлять субсидии производителям (по аналогии с производителями угольного метана), а также убрать таможенные пошлины на ввоз оборудования, не имеющего аналогов в Китае.

В 2011 и 2012 годах власти провели два тендера на предоставление прав развед-ки и добычи сланцевого газа на 23 блоках. Правда, иностранные компании не были допущены к ним. В рамках первого конкурса были выданы 4 лицензии госкомпаниям CNPC и Henan Provincial Coal Seam Development and Utilization. Во втором раунде на 19 блоков принимали участие 83 компании, в том числе частные. В результате 17 блоков достались госкомпаниям, однако в основном это были не нефтегазовые корпорации, а электроэнергетические концерны (три блока получил электрический гигант Huadin Corp) или угольщики. Две лицензии достались частным китайским фирмам – Wintime Energy и Beijing Taitantongyuan Natural Gas Technology. Следует отметить, что лицензии предполагают, что победители должны предоставить полный отчет о параметрах пред-полагаемого бурения для получения разрешения на начало работ.

Национальный план предполагает создание условий для роста добычи сланцевого газа к 2020 году до 60-100 млрд кубометров. То есть фактически речь идет о повторении американского опыта в сланцах в течение 10 лет.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


В Китае действует уже несколько совместных предприятий с иностранными мейджо-рами. CNPC подписала СРП с Shell по перспективному блоку в Сычуаньском бассейне. В прошлом году партнеры пробурили 24 скважины и планируют еще 14 скважин в течение этого года. Стоимость своих инвестиций в проект Shell оценивает в 1 млрд долл. в год. Результаты не сообщаются.

В начале 2012 года Chevron стала партнером Sinopec на блоке в Хайнаньском бас-сейне. Одна скважина уже пробурена и еще 4 в плане на 2013 год. Кроме того, в конце прошлого года Sinopec привлекла ConocoPhilips для оценки потенциала своего блока в Сычуаньском бассейне. Американцы должны провести сейсмику и пробурить две раз-ведочные скважины.

В октябре 2012 года Минфин и Национальное энергетическое управление объявили, что добывающие сланцевый газ предприятия получат 0,4 юаня за каждый добытый кубометров (то есть по 60 долл. за тыс. кубометров), что, вероятно, улучшит экономику проектов для инвесторов в условиях сохранения государственного регулирования цен на газ в Китае.

Следует также отметить, что китайские госкомпании активно инвестируют в проекты по добыче сланцевого газа в США с целью получить опыт разработки этих ресурсов.

Тем не менее, несмотря на обширную государственную поддержку и политику, на-правленную на привлечение инвестиций и иностранного опыта в индустрию, остается набор рисков и вызовов, способных ограничить перспективы добычи сланцевого газа в стране.

Главная проблема – дефицит водных ресурсов в Китае, который делает проблема-тичным распространение практики многоступенчатого гидроразрыва пласта.

Вторая – более сложная геология китайских сланцевых залежей, которые распо-ложены значительно глубже, чем в США. Скважины демонстрируют более скромные уровни отдачи, содержание газа в породе ниже. По предварительным оценкам, затраты на разработку в 4-5 раз выше, чем в Соединенных Штатах.

4.3 Евросоюз

Никакая диверсификация импорта не может сравниться с получением собственно-го источника газа, поэтому в условиях снижения добычи в Северном море и на суше опыт Соединенных Штатов по разработке нетрадиционных (прежде всего, сланцевых и низкопроницаемых коллекторов) ресурсов газа был воспринят многими европейскими политиками с энтузиазмом.

В исследовании EIA оценивает ресурсную базу стран Евросоюза по сланцевому газу в 14,2 трлн кубометров, три четверти из которых приходится в равной пропорции на Польшу и Францию.

Первая волна выдачи разрешений на изучение потенциала прокатилась в ЕС еще в 2009-2010 годах, когда Польша, Болгария, Франция, Великобритания, Германия, Румыния и Швеция выдали первые участки инвесторам. Последствия были разными. Польша была объявлена новым газовым Эльдорадо, а Франция под давлением обще-ственности и атомного лобби ввела законодательный запрет на использование при бурении технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта, без которой разработка сланцевых пород теряет всякий экономический смысл.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Кроме того, запрет был введен в Болгарии. А в Румынии летом 2012 года был введен временный мораторий на разведку сланцевого газа. В Великобритании первые работы по гидроразрыву на скважине на месторождении в Ланкашире компании Cuadrilla Resources привели к локальным землетрясениям, после чего власти также взяли тайм-аут на из-учение ситуации и подготовку правил контроля за бурением.

В Германии на фоне дискуссий о безопасности технологии гидрофрэкинга на феде-ральном уровне правительство земли Северная Рейн-Вестфалия – наиболее перспек-тивного района для добычи сланцевого газа (так как именно здесь были сосредоточены и основные запасы традиционного газа в стране), где было выдано 19 разрешений (29 по всей Германии) на исследование сланцевых участков, в сентябре 2012 года поста-новило запретить разработку до появления более надежной и безопасной технологии.

Ресурсы сланцевого газа в странах Евросоюза, трлн кубометров

5,3

5,1

1,2

0,7

0,60,5

0,2 0,1 0,5

Польша

Франция

Швеция

Дания

Великобритания

Нидерланды

Германия

Литва

Прочие*

* Румыния, Болгария и Венгрия Источник: US EIA

Помимо Великобритании, реальное бурение началось в Польше, а также в Швеции. Польские власти вообще сделали из сланцевой индустрии национальную идею, вы-дав более 100 разрешений в разных частях страны национальным и иностранным инвесторам. Однако на сегодняшний день результаты буровых работ в основном не-утешительные. Только одна из скважин PGNiG показала наличие перспективных для дальнейшей геологоразведки залежей. При этом два крупных игрока – американская Exxon и канадская Talisman – объявили, что сворачивают свои проекты из-за отсутствия коммерческих запасов. Более того, исследование Государственного геологического ин-ститута Польши показало, что извлекаемые ресурсы сланцевого газа в стране гораздо ниже предварительных оценок американского EIA – 346-768 млрд кубометров против 5,3 трлн (6-14%). К тому же на местах нарастает недовольство населения и обществен-ных организаций, что повышает давление на инвесторов, увеличивает сроки подготовки к бурению и утяжеляет риски.

В сентябре 2012 года большое тройное исследование по разработке сланцевых ресурсов опубликовала Еврокомиссия, в котором анализируются как экономические и технические стороны вопроса, так и воздействие на окружающую среду и на права на-селения. Выводы сделаны крайне осторожные. С одной стороны, авторы считают, что



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


себестоимость добычи сланцевого газа в ЕС может варьироваться от 5 до 12 долл. за млн БТЕ (180-432 долл. за тыс. кубометров), значительно выше, чем в США, а условия для разработки крайне ограниченные. С другой, по их мнению, добыча сланцевого газа позволит ЕС в долгосрочной перспективе сохранить зависимость от импорта на уровне 60%. Отметим, что для этого придется либо существенно снизить потребление газа, либо обеспечить объемы добычи сланцевого газа, замещающие падение добычи на традиционных месторождениях (8-10 млрд кубометров в год в ЕС). Это маловероятно.

При цене газа для розничных потребителей от 600 до 1000 евро за тыс. кубометров цифры себестоимости, приведенные в исследовании, сделанном по заказу ЕК, вполне могут быть экономически привлекательными для удовлетворения локального потребле-ния и даже для поставки в другие части Европы.

Вопрос в том, какими могут быть налогообложение добываемого газа и другие наклад-ные расходы, и вообще, насколько справедлива оценка себестоимости добычи – всего в 1,5 раза дороже, чем в США, хотя все условия значительно хуже, начиная с геологии и заканчивая требованиями экологического регулирования. В частности, бурение одной разведочной скважины в Европе варьируется в пределах 10-20 млн долл., а потребности в воде для проведения гидроразрыва (из-за более высокой температуры и давления) больше в 10 раз. Количество буровых установок ограничено (всего 72 против 2000 тысяч в США), а заказ новых установок требует еще больших затрат на начальном этапе раз-вития проектов по добыче сланцевого газа в Европе. По нашим оценкам, себестоимость добычи будет в 3 раза выше, чем в Соединенных Штатах, то есть на уровне 360-850 долл. за тыс. кубометров, что сделает в большинстве случаев невозможной конкуренцию с импортным газом, который стоит 350-450 долл.

Ситуацию может изменить субсидирование отрасли сланцевого газа со стороны государства. В противном случае практика добычи в ЕС будет единичной и локальной.

Впрочем, масштабная государственная поддержка в Евросоюзе также проблематична из-за особенностей сланцевой индустрии, европейского законодательства и активности населения.

Во-первых, недостаточность данных по геологии и проблематичность применения метода экстраполяции для сланцевых залежей в силу их уникальности. Необходима масштабная разведка, особенно программа разведочного бурения, чтобы понять ре-альный потенциал. Первые национальные данные по ресурсам оказались на порядок хуже, чем международные оценки.

Во-вторых, в отличие от США, где собственник земли является собственником недр, в Европе полезные ископаемые принадлежат государству. Это значительно усложняет отношения с местным населением. Американский фермер, который сдает землю в аренду добывающей компании, получает плату за пользование и роялти (% от добытой продукции), что значительно ограничивает протестные настроения и озабоченность экологическими проблемами, связанными с применением гидроразрыва.

В-третьих, очень сильное «зеленое» лобби в ЕС в совокупности с отсутствием под-держки на местах либо сделают добычу невозможной, либо кратно увеличат затраты, связанные с использованием воды, химикатов и другими процессами бурения и моне-тизации добытого сырья.

Не стоит забывать, что для добычи сланцевого газа нужны довольно большие тер-ритории, свободные от поселений. Европа же располагает значительным количеством средних поселений, раскиданных по солидным территориям. В США в тех штатах, где добывается сланцевый газ, либо вообще крайне мало населенных пунктов, либо же



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


население сосредоточено в крупных мегаполисах. На этом, кстати, строится одна под-мена, сознательно допускаемая американскими лоббистами сланцевого газа. Ниже можно видеть рисунок из презентации сервисной компании Weatherford (осуществляет услуги по гидроразрыву пласта и весьма заинтересована в европейских контрактах), на котором как бы доказывается безопасность добычи сланцевого газа в Польше. Красными столбцами выделены три основных польских бассейна сланцевого газа. Задача Weatherford – показать, что плотность населения в Польше не выше, чем в некоторых американских сланцевых бассейнах. Однако Weatherford сознательно закрывает глаза на тот факт, что, например, в Пенсильвании люди живут в крупных городах, а в Польше же мелкие населенные пункты (особенно в месте залегания сланцевых пород) разбросаны по всей территории. Это создает риски для питьевых коллекторов городов, но зато нет необходимости переселять людей. Поэтому плотность в Польше вроде бы и не выше, однако при добыче сланца многие польские городки и деревни окажутся прямо в зоне извлечения газа. И может возникнуть необходимость переселения людей и изъятия их земель. А это может стать социальной проблемой, тем более что в Польше недра не принадлежат владельцам земельных участков. Как в период появления мануфактурного производства в Европе «овцы съедали людей», так и сейчас сланцевый газ может при-вести к тому, что людей будут вынуждать насильно менять место жительства.

Кроме того, мы видим, что все равно плотность населения в сланцевых бассейнах США в подавляющем большинстве случаев ниже чем в Польше.

Плотность населения в основных сланцевых бассейнах США и Польши (человек на квадратный километр)

Источник: Weatherford

Сегодня американские и канадские компании активно «обрабатывают» польских обывателей, убеждая их в безопасности добычи сланцевого газа. Идет попытка склонить общественное мнение на свою строну. В мелких населенных пунктах на деньги сервис-ных компаний организуют, например, курсы английского языка. Однако все эти усилия не смогут подавить протесты в случае начала переселения или появления очевидных экологических проблем. Которые вполне реальны – особенно если учесть, что лицензии на добычу уже выданы на 17% территории Польши.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Отметим также, что политическое лоббирование сланцевого газа в Европе в настоя-щее время достаточно скромное. К примеру, ЕК подчеркивает, что остается нейтральной в вопросах необходимости добычи сланцевого газа, отдавая их на откуп национальным правительствам, которые самостоятельно принимают решения о составляющих своего энергобаланса, что связано с невозможностью выбрать единый подход к разработке сланцевых ресурсов. Именно поэтому ЕК, которая, как правило, борется за консолида-цию в вопросах энергетической политики, занимает нейтралитет.

Тем не менее в начале 2013 года сланцевая история в ЕС получила второе дыхание. Движущей силой стали правительства Румынии и Великобритании, которые сняли запре-ты на разработку сланцевых проектов, а также правительство Литвы, которое провело конкурс на право получения разведочных лицензий в этой республике. И в Румынии, и в Литве разведкой будет заниматься американская Chevron, которая наряду с Shell является главным агентом по экспорту «сланцевой революции» за пределы США.

В Польше и Германии правительства подготовили новые проекты законов по регу-лированию разведки и добычи сланцевых ресурсов. Польша таким образом пытается вернуть интерес инвесторов (законопроект предполагает снижение экологических обяза-тельств, упрощение процедур согласования и введение налога с прибыли, без рентных платежей). Правительство Германии под давлением промышленных кругов, страдающих от снижения конкурентоспособности в сравнении с американскими производителями, которые существенно снизили затраты на энергоносители, пытается, напротив, создать хотя бы начальные условия для разработки сланцевых запасов и при этом успокоить «зеленых». Одним из главных лоббистов является химический концерн BASF, который надеется выиграть не только от разработки запасов, но и от продажи химических со-единений, которые необходимы для технологии фрэкинга.

Но пока никакого прорыва в сфере добычи сланцевого газа в Европе не предвидится. В результате реальные успехи заменяются мощной PR-кампанией, особенно заметной в Польше, которая делает все, чтобы стать пионером в области сланцевой добычи в ЕС. В 2011 году в Польше была пробурена первая скважина, давшая приток сланцевого газа. Это мероприятие посетил премьер-министр Дональд Туск, а саму скважину поль-ские СМИ тут же назвали «Факелом надежды» (flame of hope). А концерн PGNiG тут же начала одноименную кампанию по оказанию давления на европейских регуляторов с целью принятия решений, создающих режим особенного благоприятствования для про-изводителей сланцевого газа. С помпой уверялось, что Польша доказала техническую возможность добычи сланцевого газа на своей территории. Проблема в том, что как раз технические возможности по добыча сланца сомнений никогда не вызывали .Вопрос в том, насколько конкурентоспособным будет такой газ – ведь главная задача заключается не в том, чтобы просто добыть газ, а чтобы он был дешевле представленного на рынке российского газа. С этим как раз возникли серьезные проблемы.

Летом 2013 года польские СМИ сообщили о том, что в Польше началась полноценная добыча сланцевого газа в результате бурения горизонтальной скважины с применением гидроразрыва. Однако в реальности речь идет о спекуляциях вокруг все той же скважины, пробуренной уже несколько лет назад. Только на этот раз компания 3Legs Resources провела новые тесты на все той же первой своей горизонтальной скважине, пробурен-ной еще в 2011 году. И опять – компания доказала техническую возможность добычи, в чем на самом деле нет особой необходимости. В том, что добыча сланцевого газа в Польше возможна, сомнений нет. Вопрос остается в цене производства сланцевого газа. И вот тут результаты тестирования выглядят совершенно разочаровывающими. В течение месяца – с 21 июля по 20 августа – скважина производила 300 тыс кубических футов газа, или 8,5 тыс кубометров газа ежесуточно. Это ничтожно мало. Если такие



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


объемы удастся добывать из скважины в течение 1 года, (хотя даже это маловероятно, поскольку даже в США добыча из скважин на сланцевых залежей в течение первого года в среднем падает вдвое), то добыча составит всего 3 млн кубометров. При цене газа около $500 за тыс кубометров на польском рынке, скважина принесет $1,5 млн выручки за этот год в самом лучшем случае.

Более того, в 2011 году, когда скважина была только пробурена, она также обеспечи-вала поток газа. И он был почти в 2 раза выше, чем сейчас – 14 тыс кубометров в день. Теперь же после проведения фрэкинга дебет оказался значительно ниже, хотя по идее гидроразрыв должен был обеспечить «газовый фонтан».

Итоговая стоимость пробуренной скважины в документах 3Legs Resources не рас-крывается. В проспекте перед IPO на Лондонской бирже компания оценивала затраты на ее бурение в размере «более $10 млн». Скорее всего, ее стоимость превысила $15 млн С объявленным дебетом окупить их не удастся никогда.

Компания сообщила, что будет работать над увеличением продуктивности скважины, в частности, над устранением зоны «низкой проводимости» вокруг нее, которая мешает поступлению газа в устье. По нашим оценкам, чтобы добыча стала коммерчески при-влекательной продуктивность должна быть, как минимум, в 10-15 раз выше. Однако это не мешает польским СМИ и политикам продолжать рассуждать на тему «скорой сланцевой революции в Польше», которая должна изменить роль этого государства в европейской политике.

4.4 Норвегия, Украина и Турция

Для Норвегии, которая не нуждается в дополнительных запасах газа для внутреннего газоснабжения, сланцевый газ в обозримой перспективе не выглядит привлекательным решением. А разработка сланцевых запасов, предварительно оцененных EIA в 2,3 трлн кубометров (третий результат в Европе), для увеличения экспортного потенциала про-блематична из-за высокой себестоимости, необходимости строительства разветвлен-ной газотранспортной инфраструктуры. Тем не менее, по мере истощения запасов в Северном и южной части Норвежского морей, эта тема может быть вынесена на повестку дня. Норвежским властям, возможно, придется сравнивать экономические и экологиче-ские параметры добычи и экспорта сланцевого газ на суше и продвижения по шельфу на север в Баренцево море. Нельзя исключать, что именно с прицелом на внутренние сланцы норвежская госкомпания Statoil одной из первых иностранных компаний вошла в проекты по добыче сланцевого газа на территории США и остается там, несмотря на плохую конъюнктуру, чтобы приобрести опыт добычи.

Однако по нашей оценке, работа на шельфе, несмотря на возрастающие издержки и экологические риски по мере продвижения в Арктику, будет основным приоритетом для Осло, учитывая накопленный опыт в этой области и меньшее влияние на окружающую среду и население по сравнению с бурением горизонтальных скважин с применением фрэкинга на суше.

В последнее время активно муссируется тема масштабной добычи сланцевого газа на Украине. Особенно после помпезного подписания соглашения о разделе продукции между Shell, ООО «Надра Украины» и правительством страны по Юзовской площади в Харьковской области. Власти объявили, что прогнозные ресурсы территории состав-ляют 4 трлн кубометров (хотя EIA, которое, как видно из предыдущих примеров, имеет



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


склонность завышать оценки, в 2011 году приписало Украине только 1,2 трлн кубоме-тров), инвестиции в разработку – 10 млрд долл. и годовая добыча – 10 млрд кубометров.

Сланцевы е ресурсы Норвегии, Украины и Турции по версии EIA, трлн кубометров

0,4

1,2

2,3

0

0,5

1

1,5

2

2,5

Норвегия Украина Турция

В то же время в материалах Shell прямо говорится, что Юзовская площадь не от-носится к сланцевым формациям. На ее территории могут быть ресурсы метана в уплотненных песчаниках (tight gas). Более того, в течение 5 лет планируется провести геологоразведочные работы и пробурить 15 скважин (400 млн долл., все затраты берет на себя Shell), никаких оценок по объемам ресурсов газа и перспективам его извлечения нет. Кроме того, Shell выплатила Киеву бонус в размере 200 млн долл.

Действующих проектов по добыче газа из сланцевых залежей на сегодняшний день на Украине нет. Ведутся переговоры о заключении СРП по Олесской площади на западе страны, где, как предполагается, имеются ресурсы сланцевого газа. Но они еще не за-вершены, хотя конкурсы и по Юзовской, и по Олесской площади прошли одновременно год назад. По неофициальной информации, Chevron должна будет профинансировать ГРР на сумму около 160 млн долл., после чего будет приниматься решение о переходе к добычному бурению или выходе из проекта. Однако, судя по затянувшемуся про-цессу, заключениям СРП и активным протестам в густонаселенной Западной Украине, перспективы для быстрого прогресса не просматриваются. А учитывая, что Олесская площадь относится к тому же сланцевому бассейну Люблин, с территории которого в Польше в прошлом году ушло несколько иностранных инвесторов (в том числе Exxon) из-за сухих скважин, то вызывает вопросы и само наличие коммерческих запасов газа в этих формациях.

Вслед за Украиной сланцевая лихорадка, похоже, готова охватить еще одну страну, которая полностью зависит от импорта газа, в том числе на 60% от российского – Турцию. В начале года министр энергетики страны заявил, что по предварительным данным сейсморазведки, в юго-восточных и западных районах Анатолии идентифицированы сланцевые формации, богатые газом. И если EIA оценивало потенциал Турции в слан-цевой сфере весьма скромно – 400 млрд кубометров, то теперь власти и Ассоциация нефтяных геологов говорят о наличии 1,8 трлн кубометров всего в двух районах.

Пока, правда, иностранные инвесторы не торопятся в Турцию. Только Shell пробурила первую горизонтальную разведочную скважину (результаты неизвестны) и планирует еще три скважины в 2013 году. Вероятно, от успеха этих скважин зависит, увеличится ли интерес других крупных компаний к турецким сланцам, что является необходимым условиям для начала бума сланцевого бурения. Пока это больше похоже на PR со сто-роны местных властей, которые ведут перманентные переговоры об улучшении условий



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


поставок природного газа из-за пределов страны (в частности, сейчас продолжаются обсуждения по контрактам на импорт СПГ).

4.5 Австралия, Африка и Южная Америка

Австралия, которая к концу десятилетия может стать крупнейшим экспортером СПГ, располагает, по данным EIA, 11 трлн кубометров ресурсов сланцевого газа. Всего в стране выявлено 9 перспективных сланцевых формаций, из которых 4 были предва-рительно оценены американским Управлением энергетической информации. Самым привлекательным ресурсным потенциалом обладает бассейн Купер в Квинсленде, где производятся основные объемы австралийского угольного метана (под экспорт которого на Восточном побережье строится несколько заводов СПГ). Следует отметить, что в прошлом году крупнейшего владельца километража в этой сланцевой формации Beach Energy приобрел Chevron. Кроме того, работы по оценке потенциала сланцевых форма-ций ведутся и на северо-западе, в бассейне Каннинг, где местная компания Senex Energy привлекла к работам и финансированию разведочного бурения японскую Mitsubishi.

Говорить о потенциале добычи сланцевого газа в Австралии рано. Ограниченный вну-тренний рынок (всего около 30 млрд кубометров в год), а также удаленность континента от районов потребления делают возможным разработку сланцевых запасов только для поставок на экспорт в виде СПГ. Как известно, сейчас в Австралии реализуется целый ряд дорогостоящих проектов по экспорту сжиженного природного газа, ресурсной базой для которых являются шельфовые месторождения на северо-западе и преимущественно угольный метан (индустрия его производства в Австралии хорошо развита) на востоке. По предварительным оценкам, себестоимость добычи сланцевого газа на континенте выше, чем для угольного метана, а значит, у сланцев будет перспектива только при условии истощения ресурсов или административных ограничений на добычу газа из угольных пластов, либо при условии реализации новых проектов по экспорту СПГ. Скорее всего, разговор о новых экспортных проектах из Австралии может вестись только с прицелом на следующее десятилетие, что фактически консервирует ресурсный потенциал слан-цевого газа на обозримую перспективу.

ЮАР – обладатель крупнейших в Африке ресурсов сланцевого газа (согласно ис-следованию EIA) – под давлением общественности ввела в прошлом году мораторий на применение технологии фрэкинга. После того как американское управление оцени-ло потенциал бассейна Кару без малого в 14 трлн кубометров, несколько компаний, включая Shell, получили разрешения на проведение работ. Shell заявила о намерениях пробурить 24 скважины, но из-за возражений со стороны экологических организаций и фермеров правительство заморозило проекты на время проведения дополнительных исследований. Мораторий продлится как минимум до конца года.

Две другие африканские «сланцевые» страны расположены на севере континента. Обсуждать сланцевый потенциал Ливии в настоящее время нет особого смысла из со-ображений безопасности инвестиций. Вряд ли стране с крайне нестабильным режимом грозят значительные финансовые вложения в геологоразведочные работы. Что касается Алжира, то он, судя по всему, рассчитывает на привлечение иностранных инвестиций в разведку и разработку сланцевых залежей. Власти внесли ряд изменений в законо-дательство, чтобы сделать отрасль более привлекательной для инвестиций, после чего ряд западных мейджоров – Exxon, Shell и Eni – подписали с Sonatrach соглашения на проведение геологоразведки. Стремление Алжира начать добычу сланцевого газа



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


связано с истощением запасов традиционного газа на главном месторождении Хасси Эр-Мель и отсутствием успехов в геологоразведке традиционных запасов, что приво-дит к снижению добычи и экспорта газа из страны в последние годы. Будет ли добыча сланцевого газа в Алжире экономически привлекательной для последующего экспорта по подводным газопроводам или в виде СПГ, пока неясно, поскольку оценка запасов и экономии их извлечения находится на самой ранней стадии. Кроме того, очевидно, что проблема воды для проведения фрэкинга в Северной Африке будет еще более серьез-ной по сравнению с Китаем или Мексикой.

Аргентина по своему статусу – третий вслед за Китаем и США обладатель ресурсов сланцевого газа, а также страна с развитой газовой индустрией – представлялась наи-более вероятным претендентом на повторение американской сланцевой истории. Однако процесс разработки ее сланцевого потенциала в значительной степени заторможен недавними действиями Буэнос-Айреса по национализации контрольного пакета акций национального нефтегазового монополиста YPF, принадлежавшего испанской Repsol. В результате привлечение иностранных инвестиций и партнеров в нефтегазовые проекты оказалось под вопросом. Восстановление доверия – дело времени и предлагаемых новым потенциальным инвесторам выгод от сотрудничества.

В Аргентине выявлены четыре сланцевых бассейна, крупнейший из которых рас-положен в центре страны (Neuquen), его ресурсы оцениваются в 11 трлн кубометров (половина предполагаемого сланцевого потенциала страны). Район располагает всеми необходимыми преимуществами – насыщенная газом сланцевая формация, наличие газотранспортной инфраструктуры, которая из-за снижения традиционной добычи про-стаивает (Аргентина из экспортера газа превратилась в импортера), доступные водные ресурсы и низкая плотность населения.

Единственная проблема – это привлечение инвестиций в бурение, масштабы кото-рого YPF оценивает в 37 млрд долл. на ближайшие 5 лет. Потенциальные партнеры крайне осторожны после истории с Repsol, которую власти обвинили в недостаточных темпах разработки национальных ресурсов, после чего отобрали собственность без рыночной компенсации. Тем не менее постепенно процесс заключения соглашений пошел. Договоры о партнерстве подписаны с Exxon, Shell, Total, Chevron и Eni, кроме того, меморандум о взаимопонимании подписан также и с американским химическим гигантом Dow Chemicals.

По всем оценкам, Аргентина может достаточно быстро нарастить объемы добычи сланцевого газа. В то же время инвестиционный климат и строгое государственное регу-лирование цен на внутреннем рынке будут сдерживать этот процесс в ближайшие годы.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


5. СПОНСОРЫ ЭКСПОРТА «СЛАНЦЕВОЙ ИСТОРИИ»

Бум добычи сланцевого газа в США и его постепенное перетекание в лихорадку по извлечению из сланцевых залежей жидких углеводородов имеют значительное

количество проблем и неопределенностей в будущем. Часть из них (экономика добычи и переоценка запасов) обнажилась в последнее время, а некоторым (масштабные эко-логические последствия добычи) только предстоит выйти в свет. Но чего у этой истории не отнять, так это широкомасштабной кампании по продвижению сланцев в массмедиа и политическом сознании, а также мощного лобби как во властных структурах США, так и в политических кругах других стран.

Благодатная для импортеров энергоносителей идея о новых гигантских запасах угле-водородов у них под боком, с одной стороны, и возможность оказывать давление на экспортеров газа и нефти, с другой, были положены в основу PR-продвижения сланцевой «революции», как изменяющей существующую в мировой энергетике систему координат.

У этой кампании (как и у рекламы любого товара) есть бенефициары, проводники и целевая аудитория. Главными выгодоприобретателями, помимо успевших выйти из этого бизнеса на пике, являются сервисные компании, а также инвестиционные банки, которые зарабатывают на организации финансирования добывающих компаний и на сделках по слияниям и поглощениям. Определенные выгоды имеют смежники, регио-нальные администрации, которые получают на своих территориях инвестиции, новые рабочие места и налоговые платежи. Кроме того, зарабатывают собственники земли и спекулянты.

Сами производители нефти и газа находятся в сложном положении и сейчас являются заложниками сделанных ранее инвестиций в условиях плохой ценовой конъюнктуры. Даже производители сланцевой нефти имеют довольно скромный уровень возврата на вложенный капитал (в пределах 15%) при нынешних весьма высоких ценах на жидкие углеводороды. Тем не менее им волей-неволей приходится поддерживать градус высо-ких оценок сланцевой индустрии, чтобы пузырь не лопнул, надеяться на возвращение цен на газ к докризисным уровням при сохранении высоких цен на нефть.

Еще одна группа, заинтересованная в продвижении сланцевой истории – наиболее пострадавшие от нее собственники построенных терминалов по регазификации, кото-рые надеются частично использовать построенные мощности для развития бизнеса по сжижению и экспорту СПГ на мировые рынки.

Наконец, нагнетание ситуации вокруг разработки сланцевых ресурсов вполне уклады-вается во внешнеполитическую доктрину США, укрепляет имидж Соединенных Штатов как ведущей энергетической державы, лидера инноваций и пример для подражания среди крупных потребителей. PR-кампания позволяет также оказывать большее воз-действие на взаимоотношения между поставщиками и покупателями в третьих странах и тем самым увеличивать вес Вашингтона в геополитических раскладах.

Отметим, у «сланцевой» истории имеется несколько измерений – внутриамериканское (связанное с разработкой сланцевых ресурсов), экспортное (поставки газа за пределы



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Северной Америки) и международное (распространение американского опыта добычи на другие страны и континенты). В продвижении всех трех направлений заинтересованы сервисные компании, инвестбанки и политическое руководство страны. Хотя экспорт технологий добычи может усилить глобальных конкурентов США – например, Китай – американцы, видимо, уверены, что сохранят свои преимущества за счет большей эффективности, а кроме того, будут зарабатывать на участии в разработке ресурсов за рубежом.

5.1 Основные бенефициары теории «сланцевой волны»

Напомним, что сланцевая история началась с того, что в 2005 году Конгресс Соединенных Штатов принял поправки в Акт о чистой воде (Clean Water Act), исклю-чившие из регулирования процедуры закачки в пласт химикатов, необходимых для про-ведения гидроразрыва, и позволили реализовывать масштабные программы бурения сланцев без проведения оценки воздействия на окружающую среду. Считается, что про-лоббировать столь либеральное законодательство бурильщикам сланцевых залежей, расположенных в местах, достаточно плотно населенных по сравнению с современными традиционными промыслами, помог вице-президент США Дик Чейни, выходец из второй по величине в мире нефтесервисной компании Halliburton.

Halliburton, как и мировой лидер сервисной индустрии Schlumberger, оказался круп-ным бенефициаром масштабного бурения сланцевых залежей в США. К сожалению, компании не дают данных о том, на какого рода месторождениях они работают, но из их отчетов следует, что в 2005 году доходы большой тройки сервисных компаний в Северной Америки совершили большой скачок – в четыре раза. Абсолютный рост годовой выручки от работ в США и Канаде составил 30 млрд долл.

Рост выручки от предоставления сервисных услуг в Северной Америке, млрд долл.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Halliburton 4,8 6,5 7,1 8,3 5,7 8,8 14,4 16

Schlumberger 3,8 5,3 5,3 5,9 3,7 6,7 12,3 13,5Baker Hughes 2,2 3,1 3,3 5,1 3,6 6,6 10,3 10,8Всего по трем

компаниям в Северной

Америке

10,8 14,9 15,7 19,3 13 22,1 37 40,3

Доля Северной Америки в общей

выручке, %

37 44 39 35 29 37 46 44

Источник: данные компаний

При этом количество нефтегазовых буровых установок за эти годы увеличилось всего на 25% (455 единиц), с 1828 до 2283. Средний годовой доход сервисных гигантов на одну функционирующую буровую вырос с 6 млн до 17,7 млн долл. в год. Понятно, что большая часть роста доходов состоялась именно благодаря бурению горизонтальных скважин и проведению фрэкинга на сланцевых залежах.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


В то же время именно сервисные компании, обладающие наиболее квалифициро-ванной экспертизой в сфере геологии, оценки запасов и разработки сланцевых залежей, являются наиболее осведомленными в отрасли относительно реального положения вещей, поэтому в публикациях этих компаний наблюдаются взвешенные оценки, в том числе и многочисленных сложностей, связанных с разработкой сланцевых ресурсов (кроме экологических, они вообще игнорируются).

Хотя сервисные компании являются явными бенефициарами сланцевого бума в США и разработки нетрадиционных ресурсов в Канаде, но они, так же как и добывающие компании, страдают от ухудшения конъюнктуры цен на газ, что приводит к снижению про-грамм бурения, обустройства новых скважин. В отличие от upstream и service-индустрий, пул инвестиционных банков, вовлеченных в сланцевый бизнес, генерирует доходы вне зависимости от цен на газ. В эпоху высоких цен инвестиционные банки зарабатывают на привлечении финансовых ресурсов для расширения бизнеса, выпусках финансовых инструментов для частных инвесторов, рынке земли. Когда цены валятся и производи-тели начинают испытывать проблемы с ликвидностью, те же инвестиционные компании получают свою долю за счет участия в реструктуризации бизнеса, сделках по продаже активов и рефинансированию долгов.

Как уже отмечалось в главе 2, рынок слияний и поглощений в сланцевой индустрии в 2008-2012 годах превысил 130 млрд долл. И проценты от этих сделок (до 5% за успех) лишь небольшая часть заработков инвестбанков на раздувании «сланцевой револю-ции». Более того, именно отчеты инвестиционных банков являются одними из главных проводников кампании по формированию сланцевого пузыря.

Списание стоимости сланцевы х активов в США, $ млрд

2,8

2,11

1,31,7

0,9

2

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

BHP Bil l i ton BP BG Encana DevonEnergy

Chesapeake

Источник: данные компаний

Самый яркий пример неадекватности оценок реальному положению дел – сделка по приобретению австралийским гигантом BHP Billiton сланцевых активов на Fayetteville Shale у Chesapeake Energy за 4,75 млрд долл. Сделка состоялась в 2011 году. Консультантами выступали банки Barclays Capital и Bank of Nova Scotia. В итоге уже в середине 2012 года покупатель был вынужден объявить о списании стоимости купленных активов на 2,8 млрд долл. (более половины от заплаченной суммы). Всего же крупные собственники сланцевого бизнеса списали в 2012 году более 11 млрд долл. Однако этот процесс почти не затронул крупные американские корпорации – Chevron, Exxon, которые также сделали масштабные приобретения. Это связано с особенностями учета стои-мости активов, принятых по американским стандартам US GAAP и европейским IFRS.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Другим бенефициаром является Госдепартамент США. Хотя, конечно, развитие и продвижение сланцевой индустрии не несет прямых финансовых выгод Госдепу, но не стоит недооценивать внешнеполитический аспект этого феномена. В первой декаде ХХI века энергетические конфликты на планете вновь резко обострились, что было свя-зано с сокращением доступных развитым странам ресурсов нефти и газа и усилением политики энергетического национализма со стороны главных экспортеров углеводоро-дов – стран ОПЕК, России, Центральной Азии и т д. Все это взвинтило цены на нефть до 100 долл. за баррель и выше, а вместе с ними и привязанные к нефтепродуктам цены на трубопроводный газ и СПГ, и усилило озабоченность импортеров по вопросам энергетической безопасности в условиях роста зависимости от поставок из стран с не-надежными политическими режимами, как их называют на Западе.

В этих условиях раскрутка сланцевой индустрии, позволившая заявить США об об-ретении энергетической независимости и о газовой революции, которая изменит пред-ставления об энергообеспечении на планете, удобный и своевременный инструмент для американского внешнеполитического ведомства.

Тем более что обстоятельства сложились именно таким образом, что в 2010-2011 го-дах посткризисная рецессия в экономике наложилась на ввод Катаром крупных мощ-ностей по производству СПГ, предназначенных в том числе для американского рынка (где в середине 2000-х прогнозировалось падение добычи и увеличение спроса на импортный газ), и стагнацию спроса на газ в Азии. Кроме того, эти процессы совпали с реорганизацией европейского рынка газа. В результате на европейском рынке сложи-лась ситуация превышения предложения над спросом, что оказало давление на цены и позиции поставщиков газа, в частности Россию.

Прогнозы по поводу экспорта сланцевого газа в виде СПГ из США и технологии добычи газа в другие регионы, ныне зависимые от импорта газа, также полны геополитического смысла. Например, Вашингтон может предлагать экспорт «сланцевой революции» в Украине, Польше и Литве, обещая им независимость от поставок российского газа. Или предлагать поставки сжиженного газа Турции и Индии, чтобы те прекратили рассчиты-вать на закупки газа у Ирана.

В этой конструкции есть и издержки – в виде развития технологий добычи сланце-вого газа в Китае, который может претендовать на роль конкурента США в борьбе за глобальное лидерство. Однако американцы либо уверены в том, что КНР не сможет использовать собственные сланцевые ресурсы в качестве преимущества в этой борьбе (из-за водных ограничений, отставания в нефтесервисных технологиях, более высокой себестоимости и т д. или вовсе из-за раздутости оценок потенциала сланцев), либо понимают, что Китай все равно рано или поздно скопирует технологию и лучше изна-чально контролировать процессы в сфере разработки сланцев на территории КНР за счет участия американских компаний.

5.2 Основные исследования и прогнозы

EIA

Главным генератором исследований и прогнозов по американскому рынку газа, и в частности по роли сланцевых ресурсов в балансе, а также по экспорту СПГ и распро-странению сланцевого бума в другие регионы является официальный центр правитель-ства США по анализу энергетики – Управление энергетической информации (EIA). Этот



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


орган, хотя и является формально независимым от Департамента по энергетике (DOE) и Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC), естественно, готовит прогнозные и аналитические материалы, исходя из государственных интересов США.

Как уже отмечалось, представленные в 2011 году управлением данные по технически извлекаемым ресурсам основных сланцевых залежей на территории США оказались существенно – в три раза – завышенными (8 трлн кубометров против 24 трлн). Более того, и эти данные нельзя считать надежными, так как по-прежнему объем реальных данных о производительности скважин и состоянии залежей (наличие sweet spots и т д.) достаточно скудный и насчитывает в большинстве своем всего не более 5 лет ак-тивного изучения.

Тем не менее это не мешает управлению выстраивать свой прогноз, исходя из сверхоптимистичных оценок добычи сланцевого газа. В частности, согласно прогнозу EIA, добыча всех видов газа, кроме сланцевого, в США будет стабильной в ближайшие 30 лет и даже будет расти с 430 млрд кубометров в 2015-м до 470 млрд кубометров в 2040 году, а сланцевый газ обеспечит мощнейший прирост с 250 млрд до 470 млрд за тот же период.

С какой стати будет расти добыча других видов газа, совершенно непонятно. За по-следние 10 лет она снизилась на 110 млрд кубометров. И никаких крупных открытий в США не было в этой сфере. Тем не менее EIA самым волшебным образом прогнозирует рост.

Прогноз баланса газа в США, млрд кубометров

2010 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Добыча 606 680,00 682,00 756,00 810,00 847,00 890,00 940,00

Потребление 674 725,00 716,00 745,00 762,00 782,00 813,00 836,00

Чистый импорт/экспорт

74,00 49,00 40,00 -3,00 -45,00 -59,00 -72,00 -101,00

Труба 63,00 45,00 36,00 4,00 -15,00 19,00 -31,00 -60,00

СПГ 11,00 4,00 4,00 -7,00 -30,00 -40,00 -41,00 -41,00

Прогноз добы чи газа EIA, млрд кубометров

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

900,00

1000,00

2010 2012* 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Сланцевый газ

Трудноизвлекаемый газ

Аляска

Шельф**

Угольный метан

Попутный нефтяной газ

Традиционныеместорождения

Источник: EIA Annual Energy Outlook 2013



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Возвращаясь к прогнозу по добыче сланцевого газа, отметим, что по мнению EIA, к 2012-2020 годах из сланцевых залежей будет извлечено кумулятивно 2,4 трлн кубоме-тров, за следующую 10-летку – еще 3 трлн, а затем еще 4,5 трлн кубометров. В общей сложности 10,5 трлн кубометров. Это на 25% больше, чем предварительно оцененные извлекаемые ресурсы американских сланцев (8,3 трлн кубометров).

Кроме того, опыт прогнозирования добычи газа EIA, мягко говоря, противоречив. С 1996 по 2006 год лишь пять раз прогноз на 5 лет вперед отклонялся от фактического объема добычи на 10% и менее. Среднее отклонение составило 52 млрд кубометров. Прогнозы на 10 лет (с 1996 по 2001 год) отклонялись от фактических данных в среднем на 72 млрд кубометров.

Следует отметить, что вплоть до 2003 года управление упорно преувеличивало по-тенциал добычи газа в США в своих прогнозах, а после начала активной разработки сланцевых залежей, напротив, недооценивало возможности быстрого наращивания добычи. В прогнозах 2007-2010 годов EIA ошибалось в объемах добычи на 2011 год на 100 млрд кубометров.

Прогнозы EIA по добыче газа в США на 5, 10 лет и на 2011 год

Прогноз на 5 лет вперед

Отклонение от факта

Прогноз на 10 лет вперед

Отклонение от факта

Прогноз на 2011 год

Отклонение от факта, млрд кубометров

1996 559,00 3,00 605,00 -81,00 661,00 -10

1997 602,00 -66,00 662,00 -116,00 698,00 -47

1998 607,00 -66,00 673,00 -102,00 707,00 -56

1999 596,00 -69,00 659,00 -75,00 684,00 -33

2000 558,00 -47,00 636,00 -32,00 649,00 2

2001 598,00 -74,00 686,00 -35,00 669,00 -18

2002 615,00 -89,00 686,00 -35

2003 597,00 -26,00 634,00 17

2004 574,00 10,00 589,00 62

2005 578,00 26,00 592,00 59

2006 536,00 115,00 536,00 115

2007 544,00 107

2008 546,00 105

2009 561,00 90

2010 551,00 100

2011 597,00 54


Это можно было бы отнести к консервативности оценок экспертов управления, но в начале 2000-х они также упорно ошибались в другую сторону. Теперь они прогнозируют безостановочный подъем в добыче газа из сланцевых залежей. Но качество прогнози-рования в предыдущие годы явно не способствует повышению доверия к этим оценкам.

Как уже мы показывали в предыдущей главе, аналогичные тенденции в завышении оценок и прогнозов касаются и вопроса распространения разработки сланцевых за-лежей «на экспорт».



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


МЭА

Международное энергетическое агентство, созданное странами-импортерами нефти как некий информационный противовес ОПЕК, не проводило отдельных исследований по сланцевому газу. Тем не менее в своем докладе 2012 года «Золотые правила золотого века газа» МЭА объявило, что «золотой век» для природного газа наступит только, если потребителям удастся импортировать американскую сланцевую революцию и обеспечить добычу существенных объемов нетрадиционного (в первую очередь сланцевого) газа.

Сценарии развития мирового рынка газа в соответствии с «правилами» МЭА для золотого века газа и без существенного роста добычи сланцевого

газа, млрд кубометров

2010 2020 2035Спрос 3,3 4 5,1Добыча сланцевого газа 0,14 0,38 0,95Других видов нетрадиционного газа 0,35 0,48 0,7Доля нетрадиционного газа, % 15 22 32

2010 2020 2035Спрос 3,3 4,6 3,8Добыча сланцевого газа 0,14 0,20 0,23Других видов нетрадиционного газа 0,35 0,35 0,34Доля нетрадиционного газа, % 15 12 15

Источник: МЭА

МЭА исходит из довольно странных предпосылок. По мнению экспертов агентства, в случае реализации «золотых правил» и существенного увеличения добычи нетрадици-онных ресурсов с 490 млрд кубометров в 2010 году до 1,65 трлн в 2035-м (в том числе сланцевого газа со 140 до 950 млрд кубометров) мировой спрос на газ вырастет до 5,1 трлн кубометров, а газ обгонит уголь в мировом балансе первичных энергоносителей. При этом добыча традиционных ресурсов газа вырастет всего на 500 млн кубометров (в основном до 2020 года), а весь прирост потребления после 2020 года обеспечен объ-емами трудноизвлекаемого газа. В то же время, если сланцевая революция лопнет, то спрос на газ к 2035 году вырастет только до 4,6 трлн кубометров и практически весь прирост (1,3 трлн кубометров) будет обеспечен поставщиками газа из традиционных резервуаров.

При этом сами «золотые правила» – набор лозунгов вроде «смотри, где буришь», «заботься о воде» и «мысли шире», которые имеют лишь опосредованное значение для развития индустрии сланцевого газа, связанное с взаимодействием с обществом и за-щитниками окружающей среды. По нашему мнению, эти правила важны только с точки зрения допустимости добычи сланцевого газа на густонаселенных территориях, некий «нулевой стандарт», без выполнения которого даже думать о добыче сланцевого газа не стоит. Однако это необходимые условия, но недостаточные. Дальше ограничения лежат в сфере обеспеченности ресурсами, экономике добычи и нормах регулирования.

Для сравнения возьмем прогноз МЭА по развитию американского газового рынка, сделанный в World Energy Outlook 2006. «Одна из наиболее перспективных террито-рий (для развития добычи) – северная окружность Аляски. Тем не менее добыча газа в США не сможет удовлетворять внутренний спрос до 2030 года. Мы ожидаем, что



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


добыча будет снижаться после 2015 года, что приведет к росту импорта, в основном в виде СПГ», – говорится в докладе. Не говоря уже о том, что в начале 2000-х годов МЭА прогнозировало, что до 2010 года цена нефти вырастет не более чем до 30 долл. за баррель, а скорее всего, останется на уровне 20 долл.

Таким образом, МЭА – откровенно ангажированная организация, при этом постоянно генерирующая неверные прогнозы. Отметим, что это не мешает российским государ-ственным структурам активно работать с МЭА. Так, летом 2013 года Министерство энергетики заказало у МЭА независимый (!) отчет об энергетической политике России и необходимости ее корректировки. Можно не сомневаться, что там будут все «стра-шилки» относительно недоучета угрозы со стороны «сланцевой революции» в США и необходимости срочной корректировки российской газовой политики.

К сожалению, здесь мы наблюдаем порочный круг. Российские властные структуры, чувствуя нехватку собственной аналитики, заказывают ее у наиболее раскрученных западных структур, и в итоге перенимая и тиражируя сгенерированный последними на-бор сомнительных аргументов. В итоге лишь усиливая медийный эффект, создаваемый исследованиями МЭА.

Rice University

Еще один активный промоутер сланцевой «революции» – энергетическое подраз-деление Energy Forum, Institute for Public Policy, Rice University, которое концентриру-ется именно на геополитических исследованиях, связанных с газовым бизнесом. Так в 2011 году оно подготовило исследование «Сланцевый газ и национальная безопасность США», а в 2012-м совместно со Школой управления им. Кеннеди Гарвардского универ-ситета был выпущен доклад «Геополитика природного газа». Некоторые исследования энергетического форума финансируются департаментом по энергетике США, а програм-му курирует бывший советник главы департамента Кеннет Медлок, но сами доклады позиционируются как независимая точка зрения на ситуацию в газовой отрасли.

В частности, геополитический доклад предлагает следующий базовый сценарий раз-вития мирового рынка газа в условиях масштабной разработки сланцевых ресурсов. США превращаются в экспортера СПГ (правда, масштабы чистого экспорта сжиженно-го газа невелики – 7,5 млрд кубометров в год) и тем самым увеличивают возможности снабжения европейского и азиатского рынков. Кроме того, это усилит давление на тра-диционную нефтяную привязку газовых цен в Европе и Азии, что, по мнению авторов доклада, принесет Европе дополнительные выгоды и ослабит позиции экспортеров. Наконец, в исследовании говорится, что после 2020 года начнется добыча сланцевого газа в Европе, и к 2040 году она достигнет 20%-ной доли на рынке (то есть 100-120 млрд кубометров годовой добычи).

Кроме того, Медлок предлагает следующий список геополитических последствий сланцевой истории:

• Снижает конкуренцию за СПГ-поставки с Ближнего Востока и соответственно уменьшает цену на газ в Европе и Азии (однако в 2012 году ближневосточный СПГ просто ушел из Европы на азиатские рынки, где цены зашкаливали за 600 долл. за тыс. кубометров)

• Уничтожает в долгосрочной перспективе возможность монополизации мирового газового рынка странами ФСЭГ или ослабляет позиции России в Европе

• Уменьшит долю России на европейских рынках с 27% в 2009 году до 13% в 2040-м• Ограничивает будущую долю поставок России, Ирана и Венесуэлы на экспорт



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


• Снижает зависимость США и Китая от поставок газа с Ближнего Востока, умень-шая между ними конкуренцию за энергоресурсы

• Нивелирует возможности Ирана вести газовую дипломатию в регионеВ то же время в конце 2007 года те же авторы выпустили доклад «Безопасность по-

ставок газа в Северной Америке» в период активного развития сланцевой индустрии. Тем не менее прогноз был совершенно неточным, он предполагал снижение добычи газа в США и рост производства в Канаде в среднесрочной перспективе. Получилось все с точностью до наоборот. Канадская добыча обвалилась, а индустрия извлечения сланцевого газа выстрелила.

Кроме того, в докладе говорилось, что импорт СПГ в 2010 году превысит 40 млрд кубометров, а к 2030-му будет составлять около 180 млрд кубометров.

Прогноз добычи газа в Северной Америке от ноября 2007 года Institute for Public Policy Rice University, Energy Forum

2010 (прогноз)

2010 (факт) 2015 2020 2030

США 558 604 593 621 555

Канада 173 151 185 179 154

Мексика 60 51 60 52 32

Прогноз импорта СПГ в США, млрд кубометров

4212

5477

180

0

50

100

150

200

2010(прогноз)

2010 (факт) 2015 2020 2030

Источник: доклад North American Security of Natural Gas Supply (November, 2007)

5.3 К каким решениям подталкивают Россию

Мы видим, что в некоторых докладах напрямую постулируется явная связь между разработкой сланцевых залежей в США и ослаблением крупных экспортеров газа, прежде всего России. Эти заявления тиражируются в СМИ, экспертами, некоторыми участниками рынка и даже чиновниками с целью повлиять на принятие решений по стратегическим вопросам управления и развития газовой отрасли страны.

Цели и задачи такой кампании в отношении России можно поделить на несколько составляющих:

• заставить РФ снизить контроль над газовой отраслью путем реструктуризации «Газпрома» и его дальнейшей приватизации



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


• допустить к разработке ресурсов иностранных инвесторов на выгодных для них условиях

• уменьшить роль российского газа в Европе и странах бывшего Советского Со-юза

• убрать нефтяную привязку в ценообразовании на газ в Европу• снизить цены на газ и доходы от его экспортаВ нынешней структуре отрасли доступ иностранных компаний к добычным проек-

там ограничен законодательством о недрах с одной стороны и экспортной монополией «Газпрома» – с другой. Кроме того, единый экспортный канал дает возможность более эффективно сдерживать попытки Еврокомиссии отвязать цены на газ от нефти и сни-зить их в абсолютном выражении, не допуская конкуренции между газом российского происхождения.

Разговоры о сланцевой революции и скорых поставках СПГ из США имеют целью заставить нервничать руководство России и «Газпром» и идти на уступки как по тактиче-ским вопросам (улучшение условий поставок российского газа), так и по стратегическим.

Но главное, что у сланцевой революции в последнее время появились прямые влиятельные интересанты внутри страны – «Новатэк» и «Роснефть», которые за счет тиражирования успехов Соединенных Штатов в сфере освоения сланцев пытаются до-биться того же самого – отмены экспортной монополии как минимум и реструктуризации «Газпрома» и/или смены менеджмента концерна как максимум. Отсюда увеличение накала разговоров в СМИ о том, что «Газпром» «проспал» сланцевую революцию и вскоре потеряет европейский рынок. Не удивительно, что «Роснефть» спонсирует при-воз в Россию американских экспертов, которые получают в России широкую трибуну для пропаганды неизбежности «сланцевой революции» и скорого начала масштабного экспорта газа из США. Например, с такими заявлениями в России выступает вице-президент IHS CERA Даниэль Ергин, регулярно посещающий Экономический форум в Санкт-Петербурге именно по приглашению «Роснефти». А нынешний руководитель «Роснефти» Игорь Сечин написал хвалебное предисловие к последнему русскому из-данию книги Ергина «Добыча».

В то же время, как видно из проведенного нами исследования, ситуация выглядит иначе. Развитие индустрии добычи сланцевого газа в США имеет все признаки финан-сового пузыря, который поощряется властями и поддерживается инвестиционными институтами. Ресурсная база сланцевых залежей выглядит ненадежно, геология – слож-ная, а экономика их разработки убыточна на протяжении последних лет (а не только в период сверхнизких цен прошлого года). Кроме того, не решены вопросы, связанные с экологией, защитой окружающей среды и рекультивацией земли на территориях ин-тенсивного бурения, которые, как правило, находятся вблизи от крупных населенных пунктов. Пока американские власти под давлением нефтегазового лобби сдерживают процессы усиления контроля над деятельностью добычных и сервисных компаний на сланцевых залежах. В 2012 году Департамент земельных ресурсов представил первый проект регулирования фрэкинга, который уже на протяжении 7 лет контролируется очень либерально на уровне штатов. На него поступило более 170 тыс. отзывов, после чего его отозвали и новый вариант предоставили только в мае текущего года. Текст пред-ложенного регулирования был значительно смягчен (например, исчезли положения о полном и безоговорочном раскрытии состава смеси химикатов для фрэкинга). Однако введение даже такого мягкого общенационального стандарта регулирования категори-чески не устраивает газовое лобби, так как это увеличит расходы и создаст платформу для быстрого усиления контроля в будущем, если экологические изыскания докажут негативное влияние фрэкинга на экосистему и качество жизни местного населения.



АН

ЦЕВА

Я РЕВО

ЛЮ

ЦИ

Я»: РЕА

ЛЬ

НА

Я УГРО

ЗА И

ЛИ

МЕД

ИЙ

НА

Я КА

МП

АН

ИЯ

?С


Перспективы распространения сланцевой революции на другие регионы и вовсе вы-глядят достаточно призрачно даже на период после 2020 года. Впрочем, это признает большинство существующих прогнозов. Другое дело, что эту угрозу все равно используют для давления на традиционных экспортеров.

Вместе с тем развитие добычи сланцевого газа в США и отказ Вашингтона от импорта сырья, на наш взгляд, могут иметь весьма позитивные для России и «Газпрома» по-следствия. А именно – расширение инфраструктуры потребления газа. Позиции нефти в мировом энергобалансе незыблемы в связи с тем, что большая часть транспортной инфраструктуры заточена на потребление бензина и дизеля. Несмотря на то что дорогой, как считают в ЕС, газ по долгосрочным контрактам «Газпрома» дешевле нефти на миро-вом рынке примерно вдвое, а самый дорогой газ (импортный японский СПГ) – на 20%, такая разница в ценах не позволяла начать широкомасштабные инвестиции в перевод транспорта на газ. В Соединенных Штатах цены в прошлом году были ниже нефтяных в 7 раз, и даже при цене 5 долл. за млн БТЕ газ становится весьма привлекательным для использования на транспорте. Между тем, если на самом большом потребительском рынке в мире начнется реальный переход транспорта на газ (замена автопарка и за-правочной инфраструктуры), это вызовет сдвиги в мировой автоиндустрии, что может повлечь за собой настоящую газовую революцию, основанную на фундаментальном изменении спроса на различные виды энергоносителей.

С другой стороны, развитие сланцевой индустрии ставит перед другими производи-телями задачи с точки зрения повышения собственной эффективности при разработке новых источников добычи традиционного газа (в случае с «Газпромом» – на Ямале, в Восточной Сибири и на шельфе), чтобы сохранить экономические конкурентные пре-имущества по сравнению с разработкой более дорогого и экологически проблематичного, но политически привлекательного для потребителей собственного ресурса.

«Сланцевая революция»: реальная угроза или медийная...

News & Politics